СПОСОБ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА ДЛЯ УВЕЛИЧЕНИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ
METHOD OF EFFECTING BOTTOMHOLE ZONE OF PRODUCER FOR INCREASED YIELD OF OIL

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к осадкогелеобразующим технологиям добычи нефти из неоднородных пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений с использованием полимера акрилового ряда.
Известен способ применения полимера акрилового ряда для разработки нефтяных месторождений, включающий закачку через нагнетательные скважины водных растворов, содержащих полиакриламид, бентонитовую глину и воду.
Недостатком данного способа является низкая эффективность при изоляции промытых зон в случае, если продуктивный пласт представлен высокопроницаемым трещиновато-пористым коллектором, так как концентрация полиакриламида составляет 0,05-0,5%. Из практики известно, что применение растворов полиакриламида с концентрацией до 0,5% не приводит к кольматации поровых каналов высокопроницаемой трещиноватой среды.
Известные способы разработки нефтяных месторождений, основанные на закачке гелеобразующих составов на основе полимеров акрилового ряда в виде водных растворов, не позволяют использовать полимеры с концентрацией более 1% при пониженных температурах, так как из-за высокой вязкости их невозможно закачать в пласт. Кроме того, при отрицательных температурах водные растворы полимеров теряют текучесть. Способы могут применяться только в теплое время года при температуре окружающей среды выше минус 4°С.
Предлагаемый способ представляет собой комплексное воздействие на пласт и призабойную зону пласта, сочетающее выравнивание профиля поглощения или притока, изоляции водопритока с интенсификацией добычи нефти.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату решением является способ, включающий закачку алюмохлорида, буферного слоя пресной воды, закачку гидролизованных в щелочи отходов волокна или тканей полиакрилонитрила, снова пресной воды и кислоты (патент РФ №2171371, МКИ E21В 43/27, 43/22, 2001 г.) (прототип).
Целью изобретения является повышение эффективности способа комплексного воздействия как на пласт, так и на призабойную зону осадкогелеобразующей композицией на основе полимера акрилового ряда путем обеспечения более полного выравнивания профиля поглощения или притока в добывающей скважине и, в отличие от известных, за счет круглогодичного использования независимо от температуры окружающей среды.
9-12
Поставленная цель достигается тем, что в способе воздействия на призабойную зону продуктивного пласта для увеличения добычи нефти, включающем закачку гидроксохлористого алюминия, буферного слоя пресной воды в объеме насосно-компрессорных труб, раствора полимера акрилового ряда, второго буферного слоя пресной воды и затем после выдержки в течение 24 часов расчетного объема кислоты, в качестве указанного раствора используют полимерную композицию - реагент ПВВ или указанный реагент совместно с неионогенным поверхностно-активным веществом неонол АФ, а после указанного второго буферного слоя осуществляют дополнительную закачку гидроксохлористого алюминия в объеме, составляющем 70% от общего объема закачки гидроксохлористого алюминия.
Существенными признаками изобретения являются:
1. Закачка полимерной композиции, отличающейся низкими температурами застывания и большей осадкогелеобразующей способностью.
2. Закачка гидроксохлористого алюминия в два этапа: до и после закачки полимерной композиции.
3. Использование полимерной композиции, обладающей нефтевытесняющими свойствами.
4. Закачка кислоты в два цикла с чередованием с закачкой углеводородного растворителя для повышения эффективности кислотной обработки.
Химизм осадко- и гелеобразования в предлагаемом способе на основе полимера акрилового ряда заключается во взаимодействии макромолекул полимера непосредственно в призабойной зоне пласта с катионами алюминия с образованием объемного гелеобразного осадка, полимеризация которого осуществляется в более полном объеме, а также ускоряется в присутствии кислоты. В предлагаемом способе количество образующегося тампонирующего материала возрастает за счет присутствия в полимерной композиции оптимального количества добавок, образующих осадок с ионами алюминия, что приведет к увеличению охвата воздействием при снижении проницаемости промытых водой высокопроницаемых пропластков и смещении фильтрационных потоков в более нефтенасыщенные и менее проницаемые интервалы продуктивного пласта. Присутствие ПАВ в полимерной композиции ПВВ придает раствору нефтевытесняющие свойства. Циклическая закачка кислоты в сочетании с растворителем позволит помимо каталитического действия на полимеризацию более эффективно воздействовать кислотой на менее проницаемые интервалы продуктивного пласта. Оторочку гидроксохлористого алюминия разделяют на две части, причем первая часть составляет 30% от его общего объема и закачивается до закачки полимера, оставшаяся часть объема гидроксохлористого алюминия - после закачки полимера, что позволяет эффективнее осадить полимер и более эффективно воздействовать кислотой на менее проницаемые интервалы продуктивного пласта. Полимерная композиция - реагент ПВВ выпускается по ТУ 2216-002-75 821482-2006 в жидком виде, по механизму гелеобразования является аналогом гелеобразующего реагента «Гивпан». Представляет собой вязкий водорастворимый полимер акрилового ряда и должен соответствовать показателям качества, указанным в табл.1.
Таблица 1
Наименование показателей
Норма для реагента ПВВ
Методы анализа
Внешний вид
Однородная жидкость от светло-желтого до темно-коричневого цвета без механических примесей
п.5.2 ТУ
Массовая доля сухого вещества, %, не менее
10
п.5.3 ТУ
Плотность, кг/м<sup>3</sup>
1060-1250
п.5.6 ТУ
Вязкость (сСт) при температуре 20°С, не более
20
п.5.4 ТУ
pH
8-14
п.5.5 ТУ
Температура застывания, °С, не выше
Минус 15
п.5.7 ТУ
Гидроксохлористый алюминий (алюмохлорид - отход производства) выпускается по ТУ 38.302163-94, с содержанием основного вещества 200-300 г/л.
Пример 1. Определение осадкогелеобразующей способности полимерной композиции ПВВ
Оптимальное соотношение сшивателя и полимерной композиции найдено опытным путем. Для определения осадкогелеобразующей способности полимерной композиции по предлагаемому способу по сравнению с известным проведены лабораторные исследования, результаты которых даны в табл.2. Для осаждения полимера использовались соли алюминия - алюмосодержащий отход, произведенный по ТУ 38.302163-94. Объемное соотношение полимерной композиции и гидроксохлористого алюминия было взято равным 1:1.
Таблица 2
Осадкогелеобразующая способность полимерной композиции ПВВ.
№ состава
Содержание компонентов ПВВ,%
Объем осадка, %
Содержание полимера
Добавка 1 - NaOH
Добавка 2 или 3 NH<sub>4</sub>OH или NH<sub>4</sub>Cl
1
10
15
5
100
2
10
30
-
60
3
10
1H
10
100
4
5
20
-
95
5
5
30
-
40
6
5
10
10
100
7
5
15
5
100
8
5
15
10
100
9
5
15
15
100
прототип
10
10
-
-
30
11
5
-
-
20
Осадкогелеобразующая способность составов оценивалась отношением объема осадка к общему объему раствора. Из табл.2 видно, что предлагаемые композиции ПВВ превосходят прототип за счет образования большего количества осадка.
Сущность предлагаемого технического решения состоит в том, что путем использования полимерной композиции ПВВ достигается лучшее тампонирующее действие, использование способа не ограничивается теплым временем года, тем самым повышается его эффективность.
Пример 2. Определение поверхностного натяжения на границе раздела фаз растворов ПВВ и керосина
9-12
9-12
В качестве неионогенного ПАВ был испытан неонол АФ, который совместим с раствором ПВВ и высокой минерализацией пластовых вод. Было установлено, что при концентрации неонола АФ 0.1% достигается снижение поверхностного натяжения, равное 3.2 мН/м. А при концентрации 0.5% значение поверхностного натяжения составило 1.9 мН/м. Учитывая, что поверхностное натяжение исходного раствора ПВВ составляет 19.7 мН/м, предлагаемая полимерная композиция имеет на порядок большую поверхностную активность.
Пример 3 конкретного выполнения способа
9-12
3
3
3
3
3
3
ОПЗ №1. Для обработки была выбрана малодебетная высокообводненная скважина (0,7 т/с и 98% обводненности, см. табл.4). Произведена предварительная промывка скважины до забоя. Эффективная толщина продуктивного пласта составляет 5 м, поэтому расчетные объемы алюмохлорида и полимерной композиции с 0,1% неонолом АФ составляют 5 м. Обработка призабойной зоны пласта по предлагаемому способу проводилась через насосно-компрессорные трубы, нижний конец которых устанавливался на уровне нижней отметки интервала перфорации. Было закачано первоначально 30% от расчетного для всей обработки объема алюмохлорида, затем буфер пресной воды 0.5 м. После этого закачан расчетный объем полимерной композиции 5 м, снова буфер пресной воды 0.5 м и оставшийся объем - 70% алюмохлорида (табл.2). Далее проводилась выдержка на реакцию в течение 24 часов. После закачки буфера пресной воды 0.5 м и 5% расчетного объема 15% раствора соляной кислоты заканчивалась обработка закачкой растворителя в объеме 2.0 м и оставшегося объема раствора соляной кислоты.
Далее - освоение скважины и пуск в работу.
9-12
ОПЗ №2. Проведен аналогично ОПЗ №1, но при этом использована полимерная композиция в 0, 5% неонолом АФ.
ОПЗ №3-5 проведены аналогично ОПЗ №1, используя полимерную композицию без введения неионогенного ПАВ.
Обработки по описанному способу (ОПЗ №1-5) проведены на высокообводненных скважинах в зимнее время при температуре окружающей среды минус 20-25°С, показали положительные результаты и позволили получить экономию, которая образуется за счет снижения себестоимости работ, использования дешевых реагентов; дополнительно добытой нефти и уменьшения отбора попутной воды.
Примеры обработки скважин предлагаемым способом с обводненностью от 88,9 до 100% приведены в табл.3 и 4. Скважины, подвергшиеся воздействию, работали от 14 до 17 месяцев после обработки. Суммарная дополнительная добыча нефти составила 4730 т, обводненность продукции уменьшилась от 1 до 20% (табл.4).
Таблица 3
Состав оторочек в примерах обработок по предлагаемому способу
№ ОПЗ
Состав оторочек:
алюмохлорид, м<sup>3</sup>
пресная вода,м<sup>3</sup>
полимерная композиция, м<sup>3</sup>
пресная вода, м<sup>3</sup>
алюмохлорид, м<sup>3</sup>
пресная вода, м<sup>3</sup>
15% HCl, м<sup>3</sup>
растворитель, м<sup>3</sup>
15% HCl, м<sup>3</sup>
1
1.5
0.5
5.3
0.5
3.5
0.5
3.0
2.0
3.0
2
1.5
0.5
5.0
0.5
3.5
0.5
3.0
2.0
3.0
3
1.7
0.5
6.0
0.5
3.8
0.5
3.5
2.0
3.5
4
1.8
0.5
6.0
0.5
4.2
0.5
3.0
2.0
3.0
5
1.8
0.5
6.0
0.5
4.2
0.5
3.5
2.0
3.5
Таблица 4
Эффективность обработок предлагаемым способом
№ ОПЗ
Нефть, т/с
Вода, %
Дополнительная
Продолжительность эффекта,
Примечание
до ОПЗ
после ОПЗ
до ОПЗ
после ОПЗ
добыча нефти, т
мес
1
0.7
1.3
98.0
96.8
133.0
14.0
Эффект закончен
2
1.0
7.2
98.6
78.5
3711.0
17.0
Эффект продолжается
3
0.9
2.9
98.5
97.7
516
18.0
Эффект продолжается
4
2.7
1.4
88.9
87.8
-
-
Эффекта нет
5
0.0
0.6
100.0
88.9
370.0
17
Эффект продолжается
Итого: 4730
Способ рекомендуется для обработки скважин, разрабатывающих трещиновато-пористые коллекторы, имеющих высокую обводненность и высокую поглотительную способность.