СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНЫХ ПО ПРОНИЦАЕМОСТИ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ (ВАРИАНТЫ)
METHOD OF DEVELOPMENT OF OIL DEPOSITS WITH NONUNIFORM PERMEABILITY (VERSIONS)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, а именно повышению нефтеотдачи пластов при одновременном увеличении охвата пласта воздействием и повышении эффективности нефтевытеснения в неоднородных коллекторах на поздних стадиях разработки месторождений.
Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и периодическую закачку через нагнетательную скважину оторочек водной дисперсии (пат.RU №2136872, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.09.1999, Бюл. №25). В водной дисперсии в качестве дисперсионной фазы используют смесь глинопорошка и порошка водорастворимого полимера. Водную дисперсию закачивают оторочками. Переход от одной оторочки к другой осуществляют с возрастанием давления закачки на 1-10%. В каждой последующей оторочке уменьшают количество глинопорошка и увеличивают количество порошка водорастворимого полимера. При этом общее уменьшение количества глинопорошка лежит в пределах от 15 до 0 вес. % при увеличении количества порошка водорастворимого полимера в пределах от 0,001 до 1 вес. %. В качестве полимера используют полиакриламид или эфиры целлюлозы.
Недостатком данного способа является низкая эффективность извлечения нефти вследствие того, что закачка водной дисперсии вызывает снижение проницаемости промытых зон, а последующее нагнетание воды приводит лишь к частичному отмыву нефти из поровых каналов.
Известен способ разработки неоднородных по проницаемости обводненных нефтяных пластов, включающий последовательную закачку через нагнетательные скважины водной системы водорастворимого полимера и глины и раствора поверхностно-активного вещества - ПАВ. В качестве указанного раствора используют смесь неионогенных ПАВ или неионогенного и анионоактивного сульфированного ПАВ в углеводородном растворителе (пат.RU №2487234, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.07.2013, Бюл. №19).
Недостатком способа является многокомпонентность раствора ПАВ, что создает трудности при использовании способа в промысловых условиях.
Известен способ разработки нефтяных залежей, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку через нагнетательные скважины полимердисперсной системы в количестве 1-25% объема пор и раствора ПАВ с последующим вытеснением водой (пат.RU №1566820, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.02.1996, Бюл. №16).
Способ малоэффективен для увеличения нефтеотдачи пластов из-за использования неионогенного ПАВ (НПАВ) с низкими нефтеотмывающими свойствами, обусловленными недостаточно низким межфазным натяжением.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки неоднородных по проницаемости обводненных нефтяных пластов, включающий циклическую закачку водного раствора частично гидролизованного полиакриламида и глинистой суспензии и последующее воздействие на пласт водным раствором химреагента (пат.RU №2065947, МПК Е21В 43/22, опубл. 27.08.1996, Бюл. №20). В качестве химреагента используют раствор, содержащий нефтяные или синтетические сульфонаты с эквивалентной массой от 300 до 580, оксиэтилированные алкилфенолы со степенью оксиэтилирования от 8 до 16 и растворитель.
Недостатком способа является низкая технологичность вследствие недостаточно высоких нефтеотмывающих свойств раствора ПАВ, многокомпонентности и высокой вязкости состава, что затрудняет его приготовление в промысловых условиях и закачку в пласт и приводит к низкой нефтеотдаче пластов.
Способ также сложен в осуществлении из-за использования чередующейся закачки водного раствора частично гидродролизованного полимера и глинистой суспензии, который не обеспечивает полного блокирования высокопроницаемых обводненных зон и вовлечения в разработку ранее недренируемых пропластков продуктивного пласта за счет выравнивания фронта заводнения и увеличения охвата пластов воздействием. В результате нефтеотдача пласта остается невысокой.
Техническими задачами предложения являются увеличение нефтеотдачи пласта и расширение технологических возможностей способа.
Технические задачи решаются способом разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, включающим последовательную закачку через нагнетательную скважину водной суспензии полимера и глинопорошка и раствора поверхностно-активного вещества - ПАВ.
Новым является то, что до закачки в пласт указанной суспензии предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении на водоводе и минерализацию воды, в воде с минерализацией от 0,15 до 40 г/л в качестве ПАВ используют ПАВ комплексного действия с температурой застывания не выше минус 30°C кинематической вязкостью 35-50 сСт - водно-спиртовый раствор неионогенного ПАВ-моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля при следующем соотношении компонентов, мас.%:
указанное ПАВ
- 0,001-1,0,
указанная вода
- остальное,
3
3
3
закачку в пласт указанных суспензии и раствора ПАВ комплексного действия осуществляют в объемном соотношении (1-3):1 в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины - при приемистости 200-400 м/сут - 1-2:1, 400-500 м/сут - 2-3:1, более 500 м/сут - 3:1, а между указанными суспензией и раствором указанного ПАВ комплексного действия производят закачку воды с минерализацией от 0,15 до 40 г/л или водной суспензии полиакриламида с концентрацией от 0,0001 до 0,1 мас.%.
Также технические задачи решаются способом разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, включающим последовательную закачку через нагнетательную скважину водной суспензии полимера и глинопорошка и раствора поверхностно-активного вещества - ПАВ.
Новым является то, что до закачки в пласт указанной суспензии предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении на водоводе и минерализацию воды, в воде с минерализацией от 40 до 300 г/л в качестве ПАВ используют комплексный ПАВ с температурой застывания не выше минус 40°C, содержащий ПАВ комплексного действия с температурой застывания не выше минус 30°C и кинематической вязкостью 35-50 сСт - водно-спиртовый раствор неионогенного ПАВ-моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля 90 мас.% и алкилдиметилбензиламмоний хлорид 10 мас.%, при следующем соотношении компонентов, мас.%:
указанное ПАВ
- 0,001-1,0,
указанная вода
- остальное,
3
3
3
закачку в пласт указанных суспензии и раствора комплексного ПАВ осуществляют в объемном соотношении (1-3): 1 в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины при давлении на водоводе - при приемистости 200-400 м/сут - 1-2:1, 400-500 м /сут - 2-3:1, более 500 м/сут - 3:1, а между указанными суспензией и раствором комплексного ПАВ производят закачку воды с минерализацией от 40 до 300 г/л или водной суспензии полиакриламида с концентрацией от 0,0001 до 0,1 мас.%.
Способ осуществляют в следующей последовательности.
По первому варианту
Выбирают участок нагнетательной скважины и проводят анализ его разработки. Проводят комплекс гидродинамических и геофизических исследований. Определяют оставшиеся запасы нефти по участку нагнетательной скважины с корректировкой по горизонтам и пластам. Определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении на водоводе, минерализацию закачиваемой воды, допустимое давление на эксплуатационную колонну и продуктивные пласты. Определяют добывающие скважины, гидродинамически связанные с нагнетательной скважиной. На основе анализа геолого-технологических показателей (проницаемости коллектора, толщины нефтенасыщенного продуктивного пласта, пористости, дебита по нефти и жидкости по участку, обводненности добываемой продукции), начальной приемистости нагнетательной скважины рассчитывают предварительные объемы закачки водной суспензии полимера и глинопорошка и раствора ПАВ комплексного действия.
Приготовление и закачку водной суспензии полимера и глинопорошка и раствора ПАВ комплексного действия осуществляют существующими в нефтедобыче стандартными установками типа КУДР, ЦА-320 и т.д.
Водную суспензию полимера и глинопорошка готовят непосредственно перед закачкой в нагнетательную скважину следующим образом.
В воду, поступающую по водоводу с кустовой насосной станции (КНС) минерализацией от 0,15 до 40 г/л, через воронку со струйным насосом с помощью шнекового дозатора дозируют полимер в виде порошка. При смешении с водой образуется суспензия, которая подается в смесительную емкость. В эту же емкость с помощью шнекового дозатора подается глинопорошок. Полученную водную суспензию полимера и глинопорошка закачивают через нагнетательную скважину.
Объемное соотношение водной суспензии полимера и глинопорошка и раствора ПАВ комплексного действия и их концентрации выбирают в зависимости от приемистости нагнетательной скважины при давлении на водоводе (табл. 1).
3
После закачки водной суспензии полимера и глинопорошка осуществляют закачку воды с минерализацией от 0,15 до 40 г/л или водной суспензии полиакриламида с концентрацией от 0,0001 до 0,1 мас.% в объеме 5-20 м. Затем закачивают раствор ПАВ комплексного действия с температурой застывания не выше минус 30°C и кинематической вязкостью 35-50 сСт - водно-спиртовый раствор неионогенного ПАВ-моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля (концентрация водно-спиртового раствора составляет 70 мас.%) в воде с минерализацией от 0,15 до 40 г/л.
Раствор ПАВ комплексного действия подается дозировочным насосом в нагнетательную линию перед насосом высокого давления с концентрацией от 0,001 до 1,0 мас.%.
По второму варианту
Выбирают участок нагнетательной скважины и проводят анализ его разработки. Проводят комплекс гидродинамических и геофизических исследований. Определяют оставшиеся запасы нефти по участку нагнетательной скважины с корректировкой по горизонтам и пластам. Определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении на водоводе, минерализацию воды, допустимое давление на эксплуатационную колонну и продуктивные пласты, а также добывающие скважины, гидродинамически связанные с нагнетательной скважиной. На основе анализа геолого-технологических показателей (проницаемости коллектора, толщины нефтенасыщенного продуктивного пласта, пористости, дебита по нефти и жидкости по участку, обводненности добываемой продукции), начальной приемистости нагнетательной скважины рассчитывают предварительные объемы закачки водной суспензии полимера и глинопорошка и раствора комплексного ПАВ.
Приготовление и закачку водной суспензии полимера и глинопорошка и раствора комплексного ПАВ осуществляют существующими в нефтедобыче стандартными установками типа КУДР, ЦА-320 и т.д.
Водную суспензию полимера и глинопорошка готовят непосредственно перед закачкой в нагнетательную скважину следующим образом.
В воду, поступающую по водоводу с кустовой насосной станции (КНС) минерализацией от 40 до 300 г/л, через воронку со струйным насосом с помощью шнекового дозатора дозируют полимер в виде порошка. При смешении с водой образуется суспензия, которая подается в смесительную емкость. В эту же емкость с помощью шнекового дозатора подается глинопорошок. Полученную водную суспензию полимера и глинопорошка закачивают через нагнетательную скважину.
Объемное соотношение водной суспензии полимера и глинопорошка и раствора комплексного ПАВ и их концентрации выбирают в зависимости от приемистости нагнетательной скважины при давлении на водоводе (табл. 1).
3
После закачки водной суспензии полимера и глинопорошка осуществляют закачку воды с минерализацией от 40 до 300 г/л или водной суспензии полиакриламида с концентрацией от 0,0001 до 0,1 мас.% в объеме 5-20 м. Затем закачивают раствор комплексного ПАВ с температурой застывания не выше минус 40°C, содержащий ПАВ комплексного действия с температурой застывания не выше 30°C и кинематической вязкостью 35-50 сСт - водно-спиртовый раствор неионогенного ПАВ-моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля 90 мас.% (концентрация водно-спиртового раствора составляет 50 мас.%) и массовой долей алкилдиметилбензиламмоний хлорида 10 мас.% в воде с минерализацией от 40 до 300 г/л.
Раствор комплексного ПАВ подается дозировочным насосом в нагнетательную линию перед насосом высокого давления с концентрацией от 0,001 до 1,0 мас.%.
Для приготовления водной суспензии полимера и глинопорошка используют следующие реагенты:
6
- в качестве полимера используют полиакриламиды (ПАА) отечественного или импортного производства с молекулярной массой не менее 5×10, со степенью гидролиза в пределах от 5 до 20%, массовая доля основного вещества - не менее 90%;
- в качестве глинопорошка используют бентонитовые глинопорошки, хорошо набухающие в пресной воде.
В качестве ПАВ используют:
3
- ПАВ комплексного действия с температурой застывания не выше минус 30°C и кинематической вязкостью 35-50 сСт - водно-спиртовый раствор неионогенного ПАВ-моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля, плотность при 20°C 1,06-1,11 г/см, pH 6-10 ед., внешний вид - прозрачная жидкость от бесцветного до светло-желтого цвета, массовая доля активного вещества не менее 30 мас.% - водно-спиртовой раствор смеси неионогенных (моноалкилфениловый эфиры полиэтиленгликоля) поверхностно-активных веществ, концентрация водно-спиртового раствора не менее 70 мас.% (для осуществления способа по первому варианту);
- комплексный ПАВ с температурой застывания не выше минус 40°C, содержащий ПАВ комплексного действия с температурой застывания не выше 30°C и кинематической вязкостью 35-50 сСт - водно-спиртовый раствор неионогенного ПАВ-моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля 90 мас.% и массовой долей алкилдиметилбензиламмоний хлорида 10 мас.%, массовой долей активного вещества не менее 40 мас.% - водно-спиртовой раствор смеси неионогенных (моноалкилфениловый эфиры полиэтиленгликоля) и катионных (алкилдиметилбензиламмоний хлорид) поверхностно-активных веществ, pH 6-9 ед., внешний вид - жидкость от светло-желтого до коричневого цвета, концентрацией водно-спиртового раствора - не менее 50 мас.% (для осуществления способа по второму варианту).
Для оценки нефтеотмывающих свойств раствора комплексного ПАВ использовали показатель - межфазное натяжение растворов комплексных ПАВ на границе «нефть-вытесняющая жидкость» в воде с минерализацией от 0,15 до 300 г/л. Результаты исследований приведены в табл. 2.
Анализ полученных данных показывает, что предлагаемые растворы комплексных ПАВ (опыты 1, 6, 4, 9, табл. 2) по сравнению с прототипом (опыты 11-14, табл. 2) имеют более низкие значения межфазного натяжения на границе «нефть-вытесняющая жидкость».
Кроме того, наилучшими нефтеотмывающими свойствами обладает ПАВ комплексного действия с температурой застывания не выше минус 30°C и кинематической вязкостью 35-50 сСт - водно-спиртовый раствор неионогенного ПАВ-моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля (концентрация водно-спиртового раствора составляет 70 мас.%) в воде с минерализацией от 0,15 до 40 г/л (опыты 1-3, табл. 2), а комплексный ПАВ с температурой застывания не выше минус 40°C, содержащий ПАВ комплексного действия с температурой застывания не выше 30°C и кинематической вязкостью 35-50 сСт - водно-спиртовый раствор неионогенного ПАВ-моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля 90 мас.% и массовой долей алкилдиметилбензиламмоний хлорида 10 мас.% (концентрация водно-спиртового раствора составляет 50 мас.%) в воде с минерализацией от 40 до 300 г/л (опыты 8-10, табл. 2).
Также из табл. 2 видно, что комплексные ПАВ обладают низкой вязкостью (опыты 1-10, табл. 2) по сравнению с прототипом (опыты 11, 13, табл. 2). Вследствие этого комплексные ПАВ обладают хорошей проникающей способностью в пласт.
2
3
Эффективность предлагаемого способа и способа по прототипу в лабораторных условиях оценивалась по двум показателям - остаточному фактору сопротивления (ОФС) и коэффициенту нефтеизвлечения. Эксперименты проводят на моделях пласта, представляющих собой две одинаковые трубки (длиной 0,5 м, площадью поперечного сечения 6,4 см). Подбором величины зерен кварцевого песка создают необходимую проницаемость каналов модели пласта. Через модель пропускают пресную или минерализованную воду, которую затем замещают нефтью плотностью 0,810-0,890 г/см. Далее проводят вытеснение нефти водой с минерализацией от 0,15 до 300 г/л с замером на выходе объемов нефти и воды.
В табл. 3 приведены результаты лабораторных исследований на насыпных физических моделях пласта по определению остаточного фактора сопротивления и коэффициента нефтеизвлечения при последовательной закачке водной суспензии полимера и глинопорошка, воды с минерализацией от 0,15 до 300 г/л или водной суспензии полиакриламида с концентрацией от 0,0001 до 0,1 мас.% и раствора ПАВ.
Пример 1. В модель пласта закачивают водную суспензию полимера с концентрацией 0,0001 мас.% и глинопорошка с концентрацией 1,0 мас.%. Затем закачивают воду с минерализацией 0,15 г/л в объеме 5% от объема пор и после этого закачивают раствор ПАВ комплексного действия с температурой застывания не выше минус 30°C и кинематической вязкостью 35-50 сСт (концентрация водно-спиртового раствора 70 мас.%) с концентрацией 0,001 мас.%. Проводят довытеснение нефти водой с минерализацией 0,15 г/л путем закачки воды с замером на выходе объемов нефти и воды. Объемное соотношение водной суспензии полимера и глинопорошка составляет 1:1. Коэффициент нефтеизвлечения составляет 55,3, а остаточный фактор сопротивления - 13,4 (см. табл. 3, опыт 1).
Пример 2. В модель пласта закачивают водную суспензию полимера с концентрацией 0,005 мас.% и глинопорошка с концентрацией 8 мас.%. Затем закачивают водную суспензию полиакриламида с концентрацией 0,1 в объеме 10% от объема пор и после этого закачивают раствор ПАВ комплексного действия с температурой застывания не выше минус 30°C и кинематической вязкостью 35-50 сСт (концентрация водно-спиртового раствора 70 мас.%) с концентрацией 0,05 мас.%. Проводят довытеснение нефти водой с минерализацией 0,15 г/л путем закачки воды с замером на выходе объемов нефти и воды.
Объемное соотношение водной суспензии полимера и глинопорошка составляет 2:1. Коэффициент нефтеизвлечения составляет 56,8, а остаточный фактор сопротивления - 17,4 (см. табл. 3, опыт 8).
Пример 3. В модель пласта закачивают водную суспензию полимера с концентрацией 0,0001 мас.% и глинопорошка с концентрацией 1,0 мас.%. Затем закачивают воду с минерализацией 40 г/л в объеме 5% от объема пор и после этого закачивают раствор комплексного ПАВ с температурой застывания не выше минус 40°C и массовой долей алкилдиметилбензиламмоний хлорида 10 мас.% (концентрация водно-спиртового раствора 50 мас.%) с концентрацией 0,001 мас.%. Проводят довытеснение нефти водой с минерализацией 40 г/л путем закачки воды с замером на выходе объемов нефти и воды. Объемное соотношение водной суспензии полимера и глинопорошка составляет 1:1. Коэффициент нефтеизвлечения составляет 55,5, а остаточный фактор сопротивления - 13,6 (см. табл. 3, опыт 24).
Пример 4. В модель пласта закачивают водную суспензию полимера с концентрацией 0,005 мас.% и глинопорошка с концентрацией 8,0 мас.%. Затем закачивают водную суспензию полиакриламида с концентрацией 0,0001 в объеме 5% от объема пор и после этого закачивают раствор комплексного ПАВ с температурой застывания не выше минус 40°C и массовой долей алкилдиметилбензиламмоний хлорида 10 мас.% (концентрация водно-спиртового раствора 50 мас.%) с концентрацией 0,1 мас.%. Проводят довытеснение нефти водой с минерализацией 300 г/л путем закачки воды с замером на выходе объемов нефти и воды. Объемное соотношение водной суспензии полимера и глинопорошка составляет 1:1. Коэффициент нефтеизвлечения составляет 57,5, а остаточный фактор сопротивления - 16,7 (см. табл. 3, опыт 26).
Как видно из приведенных данных табл. 3, предлагаемый способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов более эффективен по сравнению с прототипом.
Примеры конкретного осуществления способа в промысловых условиях
По первому варианту (см. табл. 4, №1)
3
При разработке нефтяного пласта, представленного терригенным или карбонатным коллектором, выполняют геофизические и гидродинамические исследования, выделяют участок нагнетательной скважины, гидродинамически связанный с добывающими скважинами, определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении на водоводе, минерализацию закачиваемой воды, допустимое давление на эксплуатационную колонну или пласты. Начальная приемистость нагнетательной скважины составляет 200 м/сут при давлении на водоводе 8,5 МПа. Минерализация закачиваемой воды составляет 0,15 г/л. Комплексный ПАВ выбирают в зависимости от минерализации закачиваемой воды (0,15 г/л). Определяют объемное соотношение водной суспензии полимера и глинопорошка и раствора комплексного ПАВ и концентрации компонентов в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины (табл. 1), которое составляет 1:1.
3
3
Общий объем водной суспензии полимера и глинопорошка составляет 125 м, объем раствора комплексного ПАВ составляет 125 м. Допустимое давление на эксплуатационную колонну составляет 13,0 МПа.
3
Водную суспензию полимера с концентрацией 0,0001 мас.% и глинопорошка с концентрацией 1,0 мас.% готовят непосредственно перед закачкой в пласт. В воду, поступающую по водоводу с кустовой насосной станции (КНС) минерализацией 0,15 г/л, через воронку со струйным насосом с помощью шнекового дозатора дозируют полиакриламид с концентрацией 0,0001 мас.% в виде порошка. При смешении с водой образуется суспензия, которая подается в смесительную емкость. В эту же емкость с помощью шнекового дозатора подается бентонитовый глинопорошок с концентрацией 1,0 мас.%. Полученную водную суспензию полимера и глинопорошка в объеме 125 м закачивают в пласт через нагнетательную скважину.
3
3
3
После закачки водной суспензии полимера и глинопорошка закачивают в пласт водную суспензию полиакриламида с концентрацией 0,0001 мас.% в объеме 10 м. Затем закачивают раствор комплексного ПАВ с температурой застывания не выше минус 30°C - водно-спиртовый раствор неионогенного ПАВ-моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля (концентрация водно-спиртового раствора составляет 70 мас.%) с концентрацией 0,001 мас.% в объеме 125 м и продавливают в пласт водой в объеме не менее 10 м.
3
Определяют приемистость после обработки нагнетательной скважины (140 м/сут при давлении закачки 11,0 МПа). Затем подключают скважину под закачку воды.
Аналогичные примеры конкретного осуществления способа в промысловых условиях по первому варианту приведены в таблице 4 (№№1-33).
По второму варианту (см. табл. 4, №42)
3
При разработке нефтяного пласта, представленного терригенным или карбонатным коллектором, выполняют геофизические и гидродинамические исследования, выделяют участок нагнетательной скважины, гидродинамически связанный с добывающими скважинами, определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении на водоводе, минерализацию закачиваемой воды, допустимое давление на эксплуатационную колонну или пласты. Начальная приемистость нагнетательной скважины составляет 200 м/сут при давлении на водоводе 6,0 МПа. Минерализация закачиваемой воды составляет 45,8 г/л. Комплексный ПАВ выбирают в зависимости от минерализации закачиваемой воды (45,8 г/л). Определяют объемное соотношение водной суспензии полимера и глинопорошка и раствора комплексного ПАВ и концентрации компонентов в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины (табл. 1), которое составляет 2:1.
3
3
Общий объем водной суспензии полимера и глинопорошка составляет 100 м, объем раствора комплексного ПАВ составляет 50 м. Допустимое давление на эксплуатационную колонну составляет 10,5 МПа.
3
Водную суспензию полимера с концентрацией 0,0001 мас.% и глинопорошка с концентрацией 5,0 мас.% готовят непосредственно перед закачкой в пласт. В воду, поступающую по водоводу с кустовой насосной станции (КНС) минерализацией 45,8 г/л, через воронку со струйным насосом с помощью шнекового дозатора дозируют полиакриламид с концентрацией 0,0001 мас.% в виде порошка. При смешении с водой образуется суспензия, которая подается в смесительную емкость. В эту же емкость с помощью шнекового дозатора подается бентонитовый глинопорошок с концентрацией 5,0 мас.%. Полученную водную суспензию полимера и глинопорошка в объеме 100 м закачивают в пласт через нагнетательную скважину.
3
3
3
После закачки водной суспензии полимера и глинопорошка закачивают в пласт воду с минерализацией 45,8 г/л в объеме 10 м. Затем закачивают раствор комплексного ПАВ с температурой застывания не выше минус 40°C, содержащий ПАВ комплексного действия с температурой застывания не выше 30°C и кинематической вязкостью 35-50 сСт - водно-спиртовый раствор неионогенного ПАВ-моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля 90 мас.% и массовой долей алкилдиметилбензиламмоний хлорида 10 мас.% (концентрация водно-спиртового раствора составляет 50 мас.%) с концентрацией 0,1 мас.% в объеме 50 м и продавливают в пласт водой в объеме не менее 10 м.
3
Определяют приемистость после обработки нагнетательной скважины (155 м/сут при давлении закачки 9,5 МПа). Затем подключают скважину под закачку воды.
Аналогичные примеры конкретного осуществления способа в промысловых условиях по второму варианту приведены в таблице 4 (№№34-66).
Результатами предлагаемого способа являются увеличение дебита нефти на 1,5 т/сут и снижение обводненности добываемой продукции с 95,5 до 89,5%. Дополнительная добыча нефти по участку составила более 1500 т нефти при продолжающемся технологическом эффекте.
Таким образом, предлагаемый способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов позволяет увеличить нефтеотдачу пластов за счет увеличения охвата пласта воздействием и улучшения нефтеотмывающих свойств растворов комплексных ПАВ. Предложение позволяет расширить технологические возможности способа.