Способ разработки обводненной нефтяной залежи



Способ разработки обводненной нефтяной залежи
Способ разработки обводненной нефтяной залежи
Способ разработки обводненной нефтяной залежи
Способ разработки обводненной нефтяной залежи
Способ разработки обводненной нефтяной залежи

 


Владельцы патента RU 2475635:

Чертенков Михаил Васильевич (RU)
Силин Михаил Александрович (RU)
Муляк Владимир Витальевич (RU)
Магадова Любовь Абдулаевна (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки обводненной нефтяной залежи в терригенном коллекторе заводнением. В способе разработки обводненной нефтяной залежи в терригенном коллекторе путем закачки в нагнетательные скважины низковязкой термотропной гелеобразующей композиции в объеме не менее 25 м, содержащей соли алюминия, карбамид, ПАВ и воду, глубоко проникающей в пласт и селективно образующей осадок в водонасыщенных зонах пласта, до и после нее закачивают экранирующую буферную оторочку в количестве от 10 до 100% от объема низковязкой термотропной гелеобразующей композиции, а для получения термотропной гелеобразующей композиции используют изолирующий состав ВИС-1 и воду при содержании в ее составе, мас.%: изолирующий состав ВИС-1 5,0-30,0, пресная или минерализованная вода остальное, а экранирующая буферная оторочка представляет собой водно-полимерный раствор следующего состава, мас.%: высокомолекулярный частично гидролизованный полиакриламид 0,1-0,5, пресная вода остальное. Технический результат - предотвращение разбавления указанной гелеобразующй композиции пластовой и закачиваемой водой. 3 ил., 3 табл., 4 пр.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки обводненной нефтяной залежи в низкопроницаемом терригенном коллекторе заводнением.

Известен способ разработки нефтяного месторождения путем закачки в нефтяной пласт гелеобразующего состава на основе солей алюминия и карбамида, причем в качестве солей алюминия используются жидкие алюмосодержащие отходы при следующих соотношениях, мас.%: жидкие алюмосодержащие отходы 20,0-75,0; карбамид 15,0-50,0; вода остальное [1, аналог].

Недостатком известного способа является нестабильность качества получаемого геля из-за неоднородности применяемых алюмосодержащих отходов, а также применение высоких концентраций реагентов.

Известен состав для изоляции водопритока к скважинам и повышения нефтеотдачи пластов при обработке обводненных скважин заводнением, содержащий соли алюминия, карбамид, полиакриламид и воду при следующем соотношении компонентов, мас.%: полиакриламид 0,5-2,5; хлорид алюминия 0,4-17,0; карбамид 1,5-30,0; вода остальное.

Недостатком данного термотропного гелеобразующего состава является отсутствие структурно-механических и реологических свойств комбинированного геля, состоящего из неорганических частиц гидроокиси алюминия и молекул органического водорастворимого полимера при пластовых температурах 90°С и выше, что существенно ограничивает область применения данного состава [2, аналог].

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому способу является способ регулирования разработки нефтяного месторождения с разнопроницаемыми пластами путем закачки водного раствора карбамида и соли алюминия с образованием непосредственно в пласте объемного геля. Поставленная цель достигается тем, что при разработке нефтяного месторождения с разнопроницаемыми пластами или пропластками в пласт закачивают водный раствор с содержанием карбамида 5,0-50,0 мас.% и соли алюминия 2,8-17,0 мас.% (гелеобразующая система Галка), образующий объемный гель непосредственно в пласте при температуре на забое скважины 70-90°С [3, прототип].

Недостатком известного способа является разбавление гелеобразующего состава при движении по водонасыщенному пласту, приводящее к снижению тампонирующих свойств образуемого геля.

Изобретение направлено на создание способа разработки обводненной нефтяной залежи в терригенном коллекторе путем закачки в нагнетательные скважины низковязкой термотропной гелеобразующей композиции, содержащей соли алюминия, карбамид, ПАВ и воду, глубоко проникающей в пласт и селективно образующей осадок в водонасыщенных зонах пласта.

Результат достигается тем, что с целью предотвращения разбавления низковязкой термотропной гелеобразующей композиции пластовой и закачиваемой водой при ее глубоком проникновении в водонасыщенный пласт, до и после нее закачивается экранирующая буферная оторочка раствора полиакриламида в количестве от 10 до 100% от объема низковязкой термотропной гелеобразующей композиции, объем которой составляет не менее 25 м3, а для получения термотропной гелеобразующей композиции используется изолирующий состав ВИС-1 и вода.

Признаками изобретения «Способ разработки обводненной нефтяной залежи» являются:

1. Закачка первой экранирующей буферной оторочки.

2. Закачка низковязкой термотропной гелеобразующей композиции.

3. Закачка второй экранирующей буферной оторочки.

4. В качестве экранирующей буферной оторочки используется раствор, содержащий 0,1-0,5 мас.% высокомолекулярного частично гидролизованного полиакриламида в пресной воде.

5. В качестве низковязкой термотропной гелеобразующей композиции используется 5,0-30,0 мас.% раствор изолирующего состава ВИС-1 в пресной или минерализованной воде.

6. Объем низковязкой термотропной гелеобразующей композиции составляет не менее 25 м3.

7. Объем экранирующей буферной оторочки составляет от 10 до 100% от объема низковязкой термотропной гелеобразующей композиции. Признаки 2 и 6 являются общими с прототипом, а признаки 1, 3, 4, 5, 7 - существенными отличительными признаками изобретения.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Предлагается способ разработки обводненной нефтяной залежи в терригенном коллекторе путем закачки в нагнетательные скважины низковязкой термотропной гелеобразующей композиции в объеме не менее 25 м3, содержащей хлорид алюминия, карбамид, ПАВ и воду, глубоко проникающей в пласт и селективно образующей осадок в водонасыщенных зонах пласта, при этом с целью предотвращения разбавления низковязкой термотропной гелеобразующей композиции пластовой и закачиваемой водой при ее глубоком проникновении в водонасыщенный пласт, до и после нее закачивается экранирующая буферная оторочка в количестве от 10 до 100% от объема низковязкой термотропной гелеобразующей композиции, а для получения термотропной гелеобразующей композиции используется изолирующий состав ВИС-1 и вода при содержании в составе, мас.%:

Изолирующий состав ВИС-1 5,0-30,0
Пресная или минерализованная вода остальное,

а экранирующая буферная оторочка представляет собой водно-полимерный раствор следующего компонентного состава, мас.%:

Высокомолекулярный частично
гидролизованный полиакриламид (ПАА) 0,1-0,5
Пресная вода остальное.

Для исследований использовались:

1. Изолирующий состав ВИС-1, выпускается по ТУ 2484-087-17197708-2004, представляет собой композицию, полученную на основе солей алюминия, карбамида и поверхностно-активных веществ. Порошок светло-желтого цвета (сухая форма).

Содержит, мас.%:

Оксихлорид алюминия 30
Мочевина 68
ПАВ 2

2. Полиакриламид TR-CHIMECO - 1516, выпускается по ТУ 2216-083-17197708-2003, представляет собой высокомолекулярный частично гидролизованный водорастворимый полимер анионного типа на основе акриламида. Молекулярный вес в пределах 14,5÷15,5 миллион у.е., степень гидролиза в пределах 13,0÷17,7 мол.%.

3. Минерализованная вода плотностью 1,211 г/см3, с содержанием катионов Са++ и Mg++ 25 800 мг/л (Восточно-Дроздовское месторождение, Республика Беларусь).

4. Минерализованная вода плотностью 1,012 г/см3, с содержанием катионов Са++ и Mg++ 1000 мг/л (Барсуковское месторождение, Западная Сибирь).

5. Пресная вода.

Примеры приготовления термотропной композиции (термогеля)

Пример 1.

В стеклянном стакане на 250 мл в 190,0 г минерализованной воды плотностью 1,211 г/см3 растворяется 10,0 г изолирующего состава ВИС-1. В результате, смешиваемый реагент полностью растворяется в воде, при этом получается однородный полупрозрачный раствор низкой вязкости.

Пример 2.

В стеклянном стакане на 250 мл в 170,0 г минерализованной воды плотностью 1,012 г/см3 растворяется 30,0 г изолирующего состава ВИС-1. В результате, смешиваемый реагент полностью растворяется в воде, при этом получается однородный полупрозрачный раствор низкой вязкости.

Пример 3.

В стеклянном стакане на 250 мл в 140,0 г пресной воды растворяется 60,0 г изолирующего состава ВИС-1. В результате, смешиваемый реагент полностью растворяется в воде, при этом получается однородный полупрозрачный раствор низкой вязкости.

Пример 4 (по прототипу).

В стеклянном стакане на 250 мл в 40,0 г пресной воды растворяется 30,0 г шестиводного хлорида алюминия АlСl3·6Н2O (16,6 мас.% в расчете на безводный АlСl3) и 30,0 г карбамида, полученный раствор разбавляется пресной водой в соотношении 1:1. В результате получается однородный полупрозрачный раствор низкой вязкости.

Время образования геля при температуре 85°С при различном содержании реагентов в термотропных составах представлено в таблице 1.

Приготовленные растворы термогеля нагреваются в термошкафу в закрытых тефлоновых стаканах при температуре 85°С. В результате нагрева получается неподвижный однородный гель. Время гелеобразования при одинаковой температуре исследования зависит от концентрации реагентов. Из таблицы 1 следует, что для состава 3 и состава по прототипу (состав 4) с одинаковой общей концентрацией реагентов, время образования геля также одинаково.

Образование геля объясняется реакцией гидролиза мочевины при температуре выше 60°С:

(NH2)2-СО+Н2O→2NH3↑+СO2

32O→NH4OH

3NH4OH+АlСl3→3NH4Cl+Аl(ОН)3

Селективность образования геля в водонасыщенных зонах пласта объясняется хорошей растворимостью аммиака и углекислого газа в углеводородах, что препятствует образованию гидроксида алюминия в нефтенасыщенных зонах пласта.

Проведенные фильтрационные исследования на водо- и нефтенасыщенных насыпных кернах подверждают это.

Для выполнения фильтрационных экспериментов была использована фильтрационная установка высокого давления HP-CFS и наполненные песком термостатированные насыпные модели пласта (длина моделей составляла 47,5 см; диаметр 3,09 см; площадь поперечного сечения 7,5 см2).

В таблице 2 представлены результаты фильтрационных исследований на водо- и нефтенасыщенных моделях терригенного пласта по оценке селективности термотропного состава.

Опыты были проведены при температуре 85°С, для оценки тампонирующих свойств в водо- и нефтенасыщенные модели было закачено по 2 Vпор термогеля (состав №3 из таблицы №1). Как следует из таблицы 2 фактор остаточного сопротивления, полученный в водонасыщенной модели, несмотря на большую начальную проницаемость, в 220 раз больше, чем в нефтенасыщенной модели, что позволяет сделать вывод о селективности термотропного состава.

Далее представлен ряд фильтрационных экспериментов, посвященных оценке влияния на тампонирующие свойства оторочки термогеля, а также предварительной и последующей закачки оторочек экранирующей буферной жидкости, представляющей собой раствор полиакриламида в пресной воде (ПАА).

Методика исследований

Были подготовлены идентичные модели, насыщенные минерализованной водой плотностью 1,012 г/см3 при 20°С и вязкостью 1,024 мПа·с при 20°С и проницаемостью по минерализованной воде порядка 0,2 мкм2.

Согласно разработанной методике, при температуре пористой среды 85°С в первую модель закачали 0,15Vпор термогеля (состав №3 из таблицы №1), а затем, закачав 0,2Vпор воды дали выдержку на гелеобразование в течение 24 часов.

Во вторую модель при температуре пористой среды 85°С закачали 0,15Vпор термогеля (состав №3 из таблицы №1), а затем, закачав 0,7 Vпор воды дали выдержку на гелеобразование в течение 24 часов.

В третью модель при температуре пористой среды 85°С закачивали 0,3%-ный раствор ПАА, термогель (состав №3 из таблицы №1) и снова 0,3%-ный раствор ПАА в объеме по 0,15Vпор каждого состава. То есть в сумме закачали 0,45Vпор различных водорастворимых составов.

Далее, предполагая, что процесс продвижения водорастворимых составов внутри модели пласта, содержащей водную фазу, будет носить поршневой характер, закачали в модель пласта 0,55Vпор воды. Тем самым, моделируя процесс продвижения пачки тампонирующих реагентов в пористой среде продуктивного коллектора, переместили весь объем закачанных составов к выходу модели пласта,

После выдержки в течение 24 часов для прохождения процесса гелеобразования, проводилась фильтрация минерализованной воды в том же направлении, в каком проводилась закачка составов, при разных расходах до стабилизации перепада давления. Определялись конечный коэффициент проницаемости по воде и остаточный фактор сопротивления.

Результаты проведенных опытов представлены на рис.1-3.

Анализ результатов, полученных при закачке в водонасыщенную модель пласта пачки термогеля без буферных оторочек показывает, что закачка и продвижение пачки термогеля 0,15Vпор на 0,2Vпор в опыте №1 дали величину остаточного фактора сопротивления Rост=18,36. В то же время продвижение пачки термогеля того же объема на 0,7Vпор в опыте №2 уменьшило этот параметр до значения 2,06.

Следовательно, увеличение глубины обработки коллектора приводит к снижению тампонирующих свойств термогеля за счет размывания пачки пластовой водной фазой. Для сохранения целостности пачки действительно необходима закачка предварительной и последующей за пачкой термогеля буферных зон, обеспечивающих целостность пачки термогеля.

При проведении опыта №3 определялись факторы остаточного сопротивления при закачке на разных этапах эксперимента, так перемещение пачки, состоящей из раствора ПАА и термогеля, путем закачки 0,55Vпор воды, на момент окончания закачки дало максимальное значение фактора сопротивления Rocт=5,85. При этом, если учитывать только тот фактор сопротивления, который был получен за счет 0,3Vпор ПАА, то он был равен Rост=4,91.

После выдержки для процесса гелеобразования в опыте №3 и фильтрации воды при расходе 80 см3/час было получено конечное значение остаточного фактора сопротивления Rост=11,84. To есть на долю пачки термогеля пришлось Rост=11,84-4,91=6,93. Это в три с лишним раза больше Rост=2,06, полученного для того же расхода воды, при закачке пачки термогеля без буферных оторочек. Тем самым убедительно доказана целесообразность применения оторочек буферной жидкости в виде раствора ПАА.

Безусловно, что увеличение объема закачки термогеля при условии применения буферных оторочек, позволит увеличить и значения остаточного фактора сопротивления.

Результаты опыта №3 показывают также, что в силу вязкоупругих свойств тампонирующего состава ПАА+термогель величина Rост может меняться в зависимости от расхода закачиваемой воды. Так при расходе 200 см3/час было получено значение Rост=7,36, а при расходе 80 см3/час получено значение Rост=11,84. Следовательно, тампонирующая эффективность данного состава должна возрастать с увеличением глубины обработки.

В таблице 3 приведены результаты фильтрационных исследований на водонасыщенных моделях терригенного пласта по оценке фактора остаточного сопротивления, полученного при закачке термотропного и буферных составов в заявленном диапазоне концентраций и объемов закачки на аналогичных описанным выше моделях пласта с проницаемостью по минерализованной воде порядка 0,2 мкм. Исследования проводились при температуре 85°С и выдержке после закачки в течение 24 часов для прохождения процесса гелеобразования, после чего проводилась фильтрация минерализованной воды в том же направлении, в каком проводилась закачка составов и определялись конечный коэффициент проницаемости по воде и остаточный фактор сопротивления.

Диапазон концентрации ПАА выбран из следующих соображений:

- минимальная концентрация ПАА составляет 0,1% масс., ниже которого раствор ПАА не будет препятствовать, за счет слишком низкой вязкости разбавлению раствора термотропной композиции пластовой и закачиваемой водой, а максимальная концентрация (0,5 мас.%) ограничивается высокой вязкостью раствора полиакриламида и экономической целесообразностью.

Диапазон объема буферной пачки выбран из следующих соображений:

- минимальное значение объема буферной пачки составляет 10% от объема термотропной композиции, ниже которого будет происходить разбавление раствора термотропной композиции пластовой и закачиваемой водой, а максимальный объем - 100% от объема термотропной композиции ограничивается экономической целесообразностью.

Минимальный объем термотропной композиции - 25 м3 выбран из опыта применения аналогичных составов на практике, что составляет, примерно, 0,15Vпор для части пласта толщиной 1 м и радиусом 20 м, при пористости около 13,6% (такая пористость может быть характерна для низкопроницаемых терригенных коллекторов Западной Сибири).

Способ осуществляют следующим образом.

По изобретению осуществляют разработку нефтяной залежи заводнением. Для этого закачивают рабочий агент в нагнетательные скважины с продавкой его в продуктивный пласт. Вытесняют рабочим агентом нефть из залежи в направлении к добывающим скважинам. Для этого в нагнетательную скважину закачивают раствор, содержащий 0,1-0,5 мас.% полиакриламида в пресной технической воде в объеме 10-100% от объема термотропной композиции, после чего закачивают термотропную композицию - 5,0-30,0 мас.% ВИС-1 в пресной технической или минерализованной воде в объеме не менее 25 м, а затем вновь раствор содержащий 0,1-0,5 мас.% полиакриламида в пресной технической воде в объеме 10-100% от объема термотропной композиции, после чего продолжают нагнетание воды.

Таблица 3
Результаты фильтрационных исследований на водонасыщенных моделях терригенного пласта по оценке фактора остаточного сопротивления
№ п/п Этапы закачки Фактор остаточного сопротивления после воздействия, в расчете на термогель, при расходе 80 см3/час
Этап №1. Закачка раствора ПАА Этап №2. Закачка термотропного раствора Этап №3. Закачка раствора ПАА Этап №4. Продавка минерализованной водой, Vпор
Концент
рация ПАА, мас.%
Объем состава Vпор % об от закачки По этапу №2 №состава по таблице №1 Объем состава Vпор Концентра
ция ПАА, мас.%
Объем состава Vпор % об от закачки По этапу №2
1 - - - 3 0,15 - - - 0,20 18,36
2 - - - 3 0,15 - - - 0,70 2,06
3 0,3 0,150 100 3 0,15 0,3 0,150 100 0,55 6,93
4 - - - 4 0,15 - - - 0,20 14,92
5 - - - 4 0,15 - - - 0,70 1,71
6 0,3 0,150 100 4 0,15 0,3 0,150 100 0,55 5,32
7 - - - 1 0,15 - - - 0,20 2,98
8 - - - 1 0,15 - - - 0,70 1,00
9 0,5 0,150 100 1 0,15 0,5 0,150 100 0,55 1,82
10 - - - 2 0,15 - - - 0,20 9,12
11 - - - 2 0,15 - - - 0,70 1,12
12 0,1 0,150 100 2 0,15 0,1 0,150 100 0,55 2,28
13 0,3 0,075 50 3 0,15 0,3 0,075 50 0,55 -5,15
14 0,5 0,015 10 3 0,15 0,5 0,015 10 0,55 4,95

Источники информации

1) Алтунина Л.К., Кувшинов В.А., Стасьева Л.А. Способ разработки нефтяного месторождения. Патент РФ №2120544 (Е21В 43/22), опубликован 20.10.1998, - аналог.

2) Алтунина Л.К., Крылова О.А., Кувшинов В.А. и др. Состав для изоляции водопритока к скважинам и повышения нефтеотдачи. Патент РФ №2076202 (Е21В 43/22), опубликован 10.03.1997, - аналог.

3) Алтунина Л.К., Кувшинов В.А., Стасьева Л.А. и др. Способ регулирования разработки нефтяного месторождения с разнопроницаемыми пластами. Патент РФ №2061856 (Е21В 43/24), опубликован 10.06.1996, - прототип.

Способ разработки обводненной нефтяной залежи в терригенном коллекторе путем закачки в нагнетательные скважины низковязкой термотропной гелеобразующей композиции в объеме не менее 25 м3, содержащей соли алюминия, карбамид, ПАВ и воду, глубоко проникающей в пласт и селективно образующей осадок в водонасыщенных зонах пласта, отличающийся тем, что до и после нее закачивают экранирующую буферную оторочку в количестве от 10 до 100% от объема низковязкой термотропной гелеобразующей композиции, а для получения термотропной гелеобразующей композиции используют изолирующий состав ВИС-1 и воду при содержании в ее составе, мас.%:

Изолирующий состав ВИС-1 5,0-30,0
Пресная или
минерализованная вода остальное,

а экранирующая буферная оторочка представляет собой водно-полимерный раствор следующего состава, мас.%:
Высокомолекулярный частично
гидролизованный полиакриламид 0,1-0,5
Пресная вода остальное


 

Похожие патенты:

Изобретение относится к вязкоупругим жидкостям для разрыва подземных пластов. .

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений для увеличения нефтеотдачи неоднородных по проницаемости и трещиноватых пластов и снижения обводненности добываемой продукции за счет селективного воздействия на трещиноватый коллектор.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может применяться для повышения нефтеотдачи пластов. .
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам добычи нефти в порово-трещиноватых коллекторах, снижающим обводненность продукции скважин.
Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано для увеличения нефтеотдачи пластов. .

Изобретение относится к водным жидкостям, загущенным вязкоупругим поверхностно-активным веществом - ВУП, эффективным как обрабатывающие жидкости и, в частности, как жидкости для гидроразрыва подземных пластов.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для очистки призабойной зоны пласта. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки залежей высоковязких нефтей. .

Изобретение относится к области добычи нефти, к способам разработки месторождений высоковязких нефтей или природных битумов горизонтальными скважинами с использованием углеводородных растворителей, и может быть использовано при добыче тяжелых высоковязких нефтей и битумов

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации добывающих нефтяных скважин с использованием разъедающих веществ, и может быть использовано при обработке призабойной зоны глиносодержащего терригенного пласта
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности

Изобретение относится к способу добычи нефти из подземного пласта при поддержании давления, согласно которому а) закачивают, по меньшей мере одним закачивающим устройством в контакте с подземным пластом, содержащим нефть, жидкость, содержащую смесь по меньшей мере: i) соленой водной среды, ii) смесь 2 цвиттер-ионных загущающих ПАВов или смесь 2 популяций этих ПАВов, имеющую бимодальный характер узких распределений групп R1, приведенных определений, в весовом содержании в интервале от 1 до 0,05 вес.%, предпочтительно от 0,5 до 0,1%, еще более предпочтительно от 0,4 до 0,15%, чтобы жидкость имела поверхностное натяжение на границе раздела воды и нефти, измеренное при температуре окружающей среды - 25°C, примерно 10 мН/м или меньше, и вязкость, измеренную при температуре 80°C и при градиенте сдвига 10 с-1, примерно 3 сПз или больше, отвечающих приведенным формулам; извлекают жидкость по меньшей мере одним средством добычи, находящимся в месте, отличном от того, где был введен полимер, причем указанная жидкость содержит нефть
Изобретение относится к бактерицидным составам, применяемым, в частности, в нефтегазодобывающей промышленности для подавления роста бактерий (СВБ) в нефтепромысловых средах и в заводняемом нефтяном пласте, а также для защиты оборудования от сероводородной коррозии
Изобретение относится к области нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов в углеводородных средах химическими реагентами-нейтрализаторами и может быть использовано в нефтегазодобывающей, нефтегазоперерабатывающей и нефтехимической промышленности

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки обводненной залежи, и может найти применение при разработке неоднородных по проницаемости нефтяных пластов
Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано для повышения проницаемости призабойной зоны пласта

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам добычи нефти из неоднородного нефтяного пласта путем регулирования охвата пласта заводнением и перераспределения фильтрационных потоков

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при освоении добывающих скважин
Наверх