Способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов



Способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов
Способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов
Способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов
Способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов
Способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов
Способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов

 


Владельцы патента RU 2496978:

Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU)
Общество с ограниченной ответственностью "Татнефть-РемСервис" (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к изменению фильтрационных характеристик неоднородных пластов, увеличению нефтеотдачи пластов и снижению обводненности добывающих скважин с получением максимального эффекта на поздней стадии разработки нефтяной залежи. Технический результат - повышение эффективности разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, а также расширение технологических возможностей способа. В способе разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, включающем закачку полимера и суспензии наполнителя, в качестве полимера используют полисахаридный реагент ЦПК, в качестве наполнителя - древесную или доломитовую муку или бентонитовый глинопорошок, осуществляют закачку указанных полимера и наполнителя в виде водной суспензии или последовательно в виде водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК и водной суспензии указанного наполнителя при их объемном соотношении 1-5:1 до снижения удельной приемистости скважины на 10-60% при следующем соотношении компонентов, мас.%: полисахаридный реагент ЦПК 0,05-3,0, указанный наполнитель 0,01-10,0, вода пресная или минерализованная остальное. 4 табл., 10 пр.

 

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к изменению фильтрационных характеристик неоднородных пластов, увеличению нефтеотдачи пластов и снижению обводненности добывающих скважин с получением максимального эффекта на поздней стадии разработки нефтяной залежи.

Известен способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов путем закачки водного раствора полиакриламида 0,01-0,1 мас.% концентрации (Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1985. С.165-175).

Известный способ малоэффективен на поздних стадиях разработки на месторождениях с высокопроницаемой породой в связи с тем, что молекулы полиакриламида не создают эффективного сопротивления течению воды, и для пластов с большим содержанием солей, разрушающих структуру полимерного раствора.

Известен способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, включающий закачку в продуктивный пласт полимера в жидкости, не вызывающей быстрого набухания полимера (а.с. SU №1501597, МПК Е21В 43/22, опубл. 23.10.1991 г., бюл. №39). Закачку полимера производят в виде однородной суспензии. Твердые частицы полимера поглощают воду из суспензии и пласта, набухают, увеличиваются в объеме и закупоривают промытые обводненные высокопроницаемые зоны.

Известный способ имеет существенный недостаток: при фильтрации жидкости с полимером в нефтенасыщенпый пропласток, содержащий даже небольшое количество воды, будет происходить набухание полимера и отключение данного пропластка из разработки, что приведет к снижению дебита по нефти. Также данный способ может потребовать больших объемов закачки жидкости, препятствующей набуханию полимера, что приводит к удорожанию способа.

Известен способ разработки обводненного неоднородного пласта нефтяной залежи, включающий закачку в пласт водной суспензии дисперсных частиц (пат. RU №2043494, МПК Е21В 43/32, Е21В 33/138, опубл. 10.09.1995 г.). В качестве дисперсных частиц используют древесную муку. Недостатком известного способа является низкая эффективность, обусловленная недостаточной водоизолирующей способностью из-за быстрого его размыва нагнетаемой водой.

Известен способ разработки обводненного неоднородного нефтяного пласта, включающий закачку водных суспензий древесной муки и глины (пат. RU №2116439, МПК Е21В 43/32, опубл. 27.07.1998 г.).

Однако известный способ имеет низкую эффективность вследствие невозможности полного блокирования промытых водой высокопроницаемых зон пласта.

Известен способ регулирования разработки нефтяных месторождений заводнением, включающий закачку в пласт водного раствора полимера и суспензии дисперсных частиц (пат. RU №2090746, МПК Е21В 43/22, опубл. 20.09.1997 г.). В качестве полимера используют полиакриламид или полиоксиэтилен, или карбоксиметилцеллюлозу. В качестве дисперсных частиц используют известковый порошок, кварцевый песок, диамитовую муку, смесь древесной муки с глинопорошком, глинопорошок. Недостатком этого способа является низкая эффективность из-за низких значений остаточного фактора сопротивления. Также водорастворимые полимеры снижают реологические свойства в минерализованной воде, что снижает эффективность способа.

Наиболее близким по технической сущности и решаемой задаче является способ добычи нефти, включающий закачку в пласт дисперсии твердых частиц в водном растворе полимера или щелочи (пат. RU №2057914, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.04.1996 г.). В качестве полимера используют полиакриламид или полиоксиэтилен, или карбоксиметилцеллюлозу при концентрации 0,005-1,0 мас.%. В качестве твердых частиц используют древесную муку.

Недостатком известного способа является снижение эффективности вследствие солевой деструкции полимерного раствора, проявляющейся в ухудшении реологических свойств закачиваемого состава, что ограничивает область ее применения. Также недостатком способа является то, что при закачке дисперсных частиц в водном растворе указанных полимеров происходит процесс флокуляции, вследствие которого образуются крупные полимер-дисперсные частицы, характеризующиеся низкой проникающей способностью в поровое пространство. Это приводит к невозможности глубокой обработки пласта. Также недостатком является низкая эффективность способа в неоднородных по проницаемости нефтяных пластах из-за низких значений фильтрационного сопротивления. Кроме того, водорастворимые полимеры (полиакриламид, полиоксиэтилен, карбоксиметилцеллюлоза) подвержены солевой деструкции. В результате снижается охват пласта вытеснением, что приводит к снижению коэффициента нефтеизвлечения.

Техническими задачами предложения являются повышение эффективности разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов за счет увеличения остаточного фактора сопротивления, увеличения охвата пласта вытеснением, применение состава с высокими реологическими свойствами в широком диапазоне минерализации, обеспечение проникающей способности состава в поры, высокой стойкости к солевой деструкции, а также расширение технологических возможностей способа.

Поставленная техническая задача решается способом разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, включающим закачку в скважину полимера и суспензии наполнителя.

Новым является то, что в качестве полимера используют полисахаридный реагент ЦПК, в качестве наполнителя - древесную или доломитовую муку или бентонитовый глинопорошок, осуществляют закачку указанных полимера и наполнителя в виде водной суспензии или последовательно в виде водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК и водной суспензии указанного наполнителя при их объемном соотношении 1-5:1 до снижения удельной приемистости скважины на 10-60% при следующем соотношении компонентов, мас.%:

полисахаридный реагент ЦПК 0,05-3,0
указанный наполнитель 0,01-10,0
вода пресная или минерализованная остальное.

В качестве полимера используют полисахаридный реагент ЦПК (целлюлозно-полимерный комплекс), выпускаемый по ТУ 2231-043-32957739-2011 и представляющий собой полисахаридный полимер, содержащий в составе микродисперсную фракцию, а также дисперсный наполнитель органического и неорганического происхождения. Внешний вид - волокнистая или порошкообразная масса серо-бежевого или темно-коричневого цвета.

В качестве наполнителя используют древесную муку марки 120 или 140 по ГОСТ 16361-87 или доломитовую муку или бентонитовый глинопорошок и др.

Для приготовления водной суспензии используют воду пресную или минерализованную плотностью от 1,00 до 1,20 г/см3 и минерализацией от 0,15 до 300 г/л.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Предварительно проводят подготовительные работы. Выбирают участок нагнетательной скважины, гидродинамически связанные с ней добывающие скважины. Определяют текущее состояние скважин, профиль приемистости скважин, степень выработанности пластов, объем закачки водной суспензии. Закачку водной суспензии производят с помощью установки типа КУДР.

При одновременной закачке полисахаридный реагент ЦПК и указанный наполнитель в сухом виде засыпают в бункер с мешалкой (узел загрузки), снабженный шнековым дозатором, предназначенным для дозирования и подачи сыпучих реагентов в струйный насос. Водную суспензию полисахаридного реагента ЦПК и указанного наполнителя готовят непрерывно в смесительной емкости установки путем подачи воды с водовода на вход струйного насоса с одновременной дозировкой полисахаридного реагента ЦПК и указанного наполнителя, например, древесной муки шнековым дозатором. Из смесительной емкости приготовленную водную суспензию полисахаридного реагента ЦПК и древесной муки насосом высокого давления (насосным агрегатом) закачивают в нагнетательную скважину. Закачку водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК и древесной муки ведут до снижения удельной приемистости скважины на 10-60%. Затем закачанную водную суспензию полисахаридного реагента ЦПК и древесной муки продавливают в пласт водой с водовода в объеме насосно-компрессорных труб (НКТ) плюс 0,5-3,0 м3.

При последовательной закачке водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК и водной суспензии указанного наполнителя используют аналогичные установки. Объемное соотношение закачиваемых водных суспензий полисахаридного реагента ЦПК и указанного наполнителя составляет 1-5:1. Полисахаридный реагент ЦПК в сухом виде засыпают в бункер с мешалкой (узел загрузки), снабженный шнековым дозатором. Из бункера шнековым дозатором полисахаридный реагент ЦПК подают в струйный аппарат с расходом, обеспечивающим необходимые концентрации, где смешивают с водой и в виде водной суспензии подают в смесительную емкость. После чего водную суспензию полисахаридного реагента ЦПК закачивают в нагнетательную скважину до снижения удельной приемистости на 10-60%.

Затем закачивают и продавливают в пласт водную суспензию указанного наполнителя, например, древесной муки. Дозировочным насосом подают древесную муку с расходом, обеспечивающим необходимую концентрацию древесной муки. Водную суспензию древесной муки закачивают в пласт до снижения удельной приемистости скважины на 10-60% и продавливают в пласт водой с водовода в объеме насосно-компрессорных труб (НКТ) плюс 0,5-3 м3.

Выбор одновременной закачки полисахаридного реагента ЦПК и указанного наполнителя в виде водной суспензии или последовательной закачки водных суспензий полисахаридного реагента ЦПК и указанного наполнителя зависит от геолого - технологических показателей скважины. Объем закачиваемых водных суспензий для каждой скважины индивидуален и зависит от приемистости нагнетательной скважины при давлении на водоводе и работающей толщины пласта.

Результаты лабораторных исследований по определению реологических свойств (напряжение сдвига) водных суспензий приведены в таблицах 1, 2.

Из таблиц 1, 2 видно, что реологические свойства водных суспензий зависят от количественного содержания компонентов и плотности воды. Оптимальными концентрациями компонентов являются водные суспензии (опыты 10-12, 14-18, 20, 21, 27-62 табл.1, опыты 10-45, 47-62 табл.2), при содержании полисахаридного реагента ЦПК 0,05-3,0 мас.%, указанного наполнителя 0,01-10,0 мас.%, воды пресной или минерализованной - остальное.

Водные суспензии на основе полисахаридного реагента ЦПК и наполнителя обладают высокими реологическими свойствами в широком диапазоне минерализации (табл.1 опыты 10-12, 14-18, 20, 21, 27-62 табл.1, опыты 10-45, 47-62 табл.2), высокой стойкостью к солевой деструкции (опыты 33, 47 табл.1, опыты 31, 42 табл.2) по сравнению с прототипом (опыты 72, 74 табл.1, опыты 73, 74 табл.2).

При содержании полисахаридного реагента ЦПК менее 0,05 мас.% и наполнителя менее 0,01 мас.% (опыты 1-9 табл.1, опыты 1-9 табл.2) водные суспензии обладают низкими реологическими свойствами и несущественно отличаются от прототипа (опыты 71-74 табл.1, опыты 72-74 табл.2) и не обеспечивают повышение эффективности способа.

Повышение концентрации полисахаридного реагента ЦПК более 3,0 мас.% и указанного наполнителя более 10 мас.% нецелесообразно с экономической точки зрения, а также с технологической из-за высокой стоимости реагентов и высоких реологических свойств водных суспензий (напряжение сдвига составляет более 130 Н/м2). При закачке в пласт водных суспензий с высокими концентрациями компонентов и реологическими свойствами не обеспечивает проникновения в пористую среду.

Предлагаемый способ обеспечивает проникающую способность водных суспензий полисахаридного реагента ЦПК и указанного наполнителя в пласт, повышает реологические свойства водных суспензий в широком диапазоне минерализации, что приводит к снижению проницаемости высокопроницаемых зон пласта и к повышению эффективности охвата пласта вытеснением.

Эффективность предлагаемого способа и способа по прототипу 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 см2). 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/см3. Далее проводят вытеснение нефти пресной или минерализованной водой плотностью 1,0-1,2 г/см3 с замером на выходе объемов нефти и воды. В табл.3, 4 приведены результаты по определению остаточного фактора сопротивления и коэффициента нефтеизвлечения при одновременной закачке водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК и указанного наполнителя и последовательной закачке водных суспензий полисахаридного реагента ЦПК и указанного наполнителя.

Пример 1. В модель пласта одновременно закачивают полисахаридный реагент ЦПК с концентрацией 0,5 мас.%, указанный наполнитель, например, древесную муку с концентрацией 1,0 мас.% в виде водной суспензии. Проводят довытеснение нефти минерализованной водой плотностью 1,07 г/см3 путем закачки воды с замером на выходе объемов нефти и воды. Коэффициент нефтеизвлечения составляет 78,3, а остаточный фактор сопротивления - 24,3 (см. табл.3, опыт 5).

Пример 2. В модель пласта последовательно закачивают водную суспензию полисахаридного реагента ЦПК с концентрацией 0,5 мас.% и водную суспензию наполнителя, например, бентонитового глинопорошка с концентрацией 1,0 мас.%. Соотношение поровых объемов водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК и водной суспензии глинопорошка составляет 2:1. Проводят довытеснение нефти минерализованной водой плотностью 1,12 г/см3 путем закачки воды с замером на выходе объемов нефти и воды. Коэффициент нефтеизвлечения составляет 76,8, а остаточный фактор сопротивления - 21,4 (см. табл.4, опыт 3).

Как видно из табл.3, ОФС по предлагаемому способу разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов возрастает в 3,5 раза (опыт 5) по сравнению с прототипом (опыт 23). Коэффициент нефтеизвлечения увеличивается в 1,6 раза.

ОФС по предлагаемому способу разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов возрастает в 3,7 раза (опыт 3 табл.4) по сравнению с прототипом (опыт 13 табл.4). Коэффициент нефтеизвлечения увеличивается в 1,7 раза.

Примеры конкретного выполнения.

Пример 1. При разработке нефтяного пласта, представленного терригенным коллектором, выполняют геофизические и гидродинамические исследования, выделяют участок нагнетательной скважины, гидродинамически связанные с ней добывающие скважины. Определяют приемистость нагнетательной скважины на трех режимах работы насосного агрегата закачкой воды в насосно-компрессорные трубы. Определяют объем закачки водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК и указанного наполнителя в зависимости от приемистости нагнетательной скважины. Приемистость нагнетательной скважины составляет 240 м3/сут при давлении на водоводе 6,0 МПа. Объем закачки водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК, например марки ЦПК-1, и наполнителя, например древесной муки, составляет 250 м3. Закачку водных суспензий полисахаридного реагента и древесной муки проводят одновременно с помощью установки КУДР-1. Полисахаридный реагент ЦПК с концентрацией 0,5 мас.% и древесную муку с концентрацией 0,1 мас.% в сухом виде засыпают в бункер с мешалкой (узел загрузки), снабженный шнековым дозатором, предназначенным для дозирования и подачи сыпучих реагентов в струйный насос. Водную суспензию полисахаридного реагента ЦПК и древесной муки готовят непрерывно в смесительной емкости установки путем подачи воды плотностью 1,07 г/см3 с водовода на вход струйного насоса. Из смесительной емкости приготовленную водную суспензию насосом высокого давления (насосным агрегатом) закачивают в нагнетательную скважину. Удельная приемистость скважины снизилась на 55%. После окончания закачки водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК и древесной муки в объеме 250 м3 ее продавливают в пласт закачиваемой водой в объеме 15 м3.

Пример 2. Выполняют, как пример 1. Приемистость нагнетательной скважины составляет 300 м3/сут при давлении на водоводе 6,0 МПа. Объем закачки водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК, например марки ЦПК-2, и наполнителя, например бентопитового глинопорошка, составляет 400 м3, концентрация полисахаридного реагента ЦПК составляет 0,05 мас.%, концентрация бентонитового глинопорошка - 0,01 мас.%, вода минерализованная плотностью 1,12 г/см3 - 99,94 мас.%. Удельная приемистость скважины снизилась на 10%.

Пример 3. Выполняют, как пример 1. Приемистость нагнетательной скважины составляет 500 м3/сут при давлении на водоводе 9,0 МПа. Объем закачки водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК, например марки ЦПК-3, и наполнителя, например доломитовой муки, составляет 600 м3, концентрация полисахаридного реагента ЦПК составляет 3,0 мас.%, концентрация доломитовой муки - 10 мас.%, вода минерализованная плотностью 1,2 г/см3 - 87,0 мас.%. Удельная приемистость скважины снизилась на 60%.

Пример 4. Выполняют, как пример 1. Приемистость нагнетательной скважины составляет 200 м3/сут при давлении па водоводе 7,5 МПа. Объем закачки водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК, например марки ЦПК-2, и наполнителя, например древесной муки, составляет 300 м3, концентрация полисахаридного реагента ЦПК составляет 1,0 мас.%, концентрация древесной муки - 0,5 мас.%, вода пресная - 98,5 мас.%. Удельная приемистость скважины снизилась на 20%.

Пример 5. Выполняю, как пример 1. Приемистость нагнетательной скважины составляет 450 м3/сут при давлении на водоводе 8,5 МПа. Объем закачки водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК, например марки ЦПК-1, и наполнителя, например бентонитового глинопорошка составляет 500 м3, концентрация полисахаридного реагента ЦПК составляет 3,0 мас.%, концентрация бентонитового глинопорошка - 0,01 мас.%, вода пресная - 96,99 мас.%. Удельная приемистость скважины снизилась на 10%.

Пример 6. При разработке нефтяного пласта, представленного карбонатным коллектором, выполняют геофизические и гидродинамические исследования, выделяют участок нагнетательной скважины, гидродинамически связанные с ней добывающие скважины. Определяют приемистость нагнетательной скважины на трех режимах работы насосного агрегата закачкой воды в насосно-компрессорные трубы. Определяют объем закачки водных суспензий в зависимости от приемистости нагнетательной скважины. При последовательной закачке водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК и водной суспензии указанного наполнителя используют аналогичные установки. Приемистость нагнетательной скважины составляет 200 м3/сут при давлении на водоводе 9,0 МПа. Объем закачки водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК, например марки ЦПК-1, составляет 300 м3 и объем закачки водной суспензии наполнителя, например бентонитового глинопорошка составляет 100 м3, т.е. объемное соотношение водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК и водной суспензии бентонитового глинопорошка составляет 3:1. Полисахаридный реагент ЦПК с концентрацией 1,0 мас.% в сухом виде засыпают в бункер с мешалкой (узел загрузки), снабженный шнековым дозатором. Из бункера шнековым дозатором полисахаридный реагент ЦПК подают в струйный аппарат с расходом, обеспечивающим концентрацию полисахаридного реагента ЦПК - 1,0 мас.%, где смешивают с минерализованной водой плотностью 1,12 г/см3 и в виде водной суспензии подают в смесительную емкость. После чего водную суспензию полисахаридного реагента ЦПК закачивают насосным агрегатом в нагнетательную скважину.

Затем закачивают в пласт водную суспензию бентонитового глинопорошка с концентрацией 0,5 мас.%. Бентонитовый глинопорошок засыпают в бункер с мешалкой (узел загрузки), снабженный шнековым дозатором. Из бункера шнековым дозатором бентони-товый глинопорошок подают в струйный аппарат с расходом, обеспечивающим концентрацию бентонитового глинопорошка - 0,5 мас.%, где смешивают с минерализованной водой плотностью 1,12 г/см3 и в виде водной суспензии подают в смесительную емкость. После чего водную суспензию глинопорошка закачивают насосным агрегатом в нагнетательную скважину. Удельная приемистость скважины снизилась на 30%. После окончания закачки водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК в объеме 300 м3 и 100 м3 водной суспензии бентонитового глинопорошка ее продавливают в пласт закачиваемой водой в объеме 10 м3.

Пример 7. Выполняют, как пример 6. Приемистость нагнетательной скважины составляет 400 м3/сут при давлении на водоводе 9,0 МПа. Объем закачки водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК, например марки ЦПК-2, составляет 150 м3 и объем закачки водной суспензии наполнителя, например древесной муки, составляет 150 м3, т.е. объемное соотношение водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК и водной суспензии древесной муки составляет 1:1. Концентрация полисахаридного реагента ЦПК составляет 3,0 мас.%, вода пресная - 97,0 мас.%.

Затем закачивают в пласт водную суспензию древесной муки с концентрацией 0,01 мас.% и воды пресной - 99,99 мас.%. Удельная приемистость скважины снизилась на 60%.

Пример 8. Выполняю, как пример 6. Приемистость нагнетательной скважины составляет 200 м3/сут при давлении на водоводе 6,0 МПа. Объем закачки водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК, например марки ЦПК-3, составляет 100 м3 и объем закачки водной суспензии наполнителя, например доломитовой муки, составляет 20 м3, т.е. объемное соотношение водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК и водной суспензии доломитовой муки составляет 5:1. Концентрация полисахаридного реагента ЦПК составляет 0,05 мас.%, вода минерализованная плотностью 1,12 г/см3 - 99,95 мас.%.

Затем закачивают в пласт водную суспензию доломитовой муки с концентрацией 0,01 мас.% и воды пресной - 99,99 мас.%. Удельная приемистость скважины снизилась на 10%.

Пример 9. Выполняют, как пример 6. Приемистость нагнетательной скважины составляет 300 м3/сут при давлении на водоводе 7,0 МПа. Объем закачки водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК, например марки ЦПК-1, составляет 200 м3 и объем закачки водной суспензии наполнителя, например древесной муки, составляет 100 м3, т.е. объемное соотношение водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК и водной суспензии древесной муки составляет 2:1. Концентрация полисахаридного реагента ЦПК составляет 2,0 мас.%, вода минерализованная плотностью 1,20 г/см3 - 98,0 мас.%.

Затем закачивают в пласт водную суспензию древесной муки с концентрацией 5,0 мас.% и воды минерализованной плотностью 1,20 г/см3 - 95,0 мас.%. Удельная приемистость скважины снизилась на 30%.

Пример 10. Выполняют, как пример 6. Приемистость нагнетательной скважины составляет 500 м3/сут при давлении на водоводе 9,0 МПа. Объем закачки водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК, например марки ЦПК-3, составляет 600 м3 и объем закачки водной суспензии наполнителя, например бентонитового глинопорошка, составляет 200 м3, т.е. объемное соотношение водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК и водной суспензии глинопорошка составляет 3:1. Концентрация полисахаридного реагента ЦПК составляет 3,0 мас.%, вода минерализованная плотностью 1,12 г/см3 - 97,0 мас.%.

Затем закачивают в пласт водную суспензию бентонитового глинопорошка с концентрацией 10,0 мас.% и воды минерализованной плотностью 1,12 г/см3 - 90,0 мас.%. Удельная приемистость скважины снизилась на 60%.

Таким образом, предлагаемый способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов позволяет увеличить нефтеотдачу перераспределением фильтрационных потоков в пластах за счет увеличения остаточного фактора сопротивления, повышения реологических свойств закачиваемой водной суспензии, обеспечения проникновения водной суспензии в пласт, а также расширить технологические возможности способа.

Способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, включающий закачку полимера и суспензии наполнителя, отличающийся тем, что в качестве полимера используют полисахаридный реагент ЦПК, в качестве наполнителя - древесную или доломитовую муку или бентонитовый глинопорошок, осуществляют закачку указанных полимера и наполнителя в виде водной суспензии или последовательно в виде водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК и водной суспензии указанного наполнителя при их объемном соотношении 1-5:1 до снижения удельной приемистости скважины на 10-60% при следующем соотношении компонентов, мас.%:

полисахаридный реагент ЦПК 0,05-3,0
указанный наполнитель 0,01-10,0
вода пресная или минерализованная остальное



 

Похожие патенты:

Изобретение применимо в нефтегазовой отрасли и относится к размещению жидкостей в подземных пластах нефтяных и газовых скважин, в т.ч. при гидроразрыве пласта.

Группа изобретений относится к добыче нефти и/или газа. Обеспечивает усовершенствование добычи из нефтегазоносных пластов.

Изобретение относится к способам использования добавок контроля потери текучих сред. Буровой раствор, содержащий текучую среду на водной основе и добавку для контроля потери текучей среды, содержащую, по меньшей мере, один полимерный микрогель, содержащий продукт реакции, полученный реакцией полимеризации полимера или сополимера и агента для поперечной сшивки, где полимер или сополимер содержит, по меньшей мере, одну единицу на основе, по меньшей мере, одного соединения из группы: полибутиленсукцинат, полибутиленсукцинат-со-адипат, полигидрокси-бутирата-валерат, полигидрокси-бутират-совалерат, амиды сложных полиэфиров, полиэтилентерефталаты, сульфонированный полиэтилен-терефталат, полипропилены, алифатический ароматический сложный сополиэфир, хитины, хитозаны, белки, алифатические сложные полиэфиры, поли(простые эфиры сложных гидроксиэфиров), поли(гидроксибутираты), поли(ангидриды), сложные поли(ортоэфиры), поли-(аминокислоты), поли(фосфазены), их сополимер, их гомополимер, их тетраполимер и любое их производное.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам повышения продуктивности скважин за счет физико-химического воздействия на пласт при проведении ремонтно-изоляционных работ.

Изобретение относится к химическим реагентам - нейтрализаторам сероводорода и может быть использовано в нефтегазодобывающей, нефтегазоперерабатывающей промышленности для нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов в углеводородсодержащих средах.

Изобретение относится к жидкостям для обработки приствольной зоны подземных формаций. .
Изобретение относится к химическим реагентам для подавления роста бактерий и может быть использовано в нефтегазодобывающей и нефтегазоперерабатывающей промышленности.

Изобретение относится к области биотехнологии и может быть использовано для повышения биогенного продуцирования метана. .

Изобретение относится к системам, используемым в бурильных операциях. .
Изобретения относятся к улучшенному способу вторичной добычи нефти. Технический результат - усовершенствование введения ингибитора отложений на стенках оборудования, повышение эффективности извлечения нефти, увеличение срока службы конструкций. Способ вторичного извлечения нефти включает стадию введения в систему резервуара от 0,1 до 100000 ч./млн аминоалкиленфосфоновой кислоты, выбранной из специально заданной группы соединений в сочетании с аминным нейтрализующим агентом, выбранным из специально заданной группы соединений при условии, что аминный нейтрализующий агент представлен сочетанием, по меньшей мере, двух структурно различных аминных типов, причем первый является более гидрофобным, имеющим величину гидрофильно-липофильного баланса, которая, по меньшей мере на 2 единицы меньше, чем величина гидрофильно-липофильного баланса второго, указанный первый и указанный второй аминные типы применяют в эквивалентных пропорциях первый (более гидрофобный):второй (более гидрофильный) в интервале от 10:1 до 2:5. 2 н. и 11 з.п. ф-лы.
Настоящее изобретение относится к эмульсиям и их применению в подземных работах. Композиция стабилизированной эмульсии включает маслянистую текучую среду, текучую среду, являющуюся, по меньшей мере, частично несмешивающейся с маслянистой текучей средой, и стабилизирующий эмульсию агент, включающий первое ионное соединение, растворимое в маслянистой текучей среде или указанной текучей среде, и второе ионное соединение с зарядом противоположного знака относительно первого ионного соединения. Способ включает получение указанной выше композиции стабилизированной эмульсии и помещение ее в подземный пласт в качестве части подземных работ. Способ включает получение указанной выше композиции и бурение скважины в подземном пласте с ее использованием. Способ получения указанной выше композиции включает: получение маслянистой текучей среды, получение указанной текучей среды, получение стабилизирующего эмульсию агента, включающего первое ионное соединение, растворимое в маслянистой текучей среде или указанной текучей среде, и второе ионное соединение с зарядом противоположного знака относительно первого ионного соединения, и объединение маслянистой текучей среды, текучей среды и стабилизирующего агента с формированием композиции. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - улучшение стабильности эмульсии и снижение количества стабилизирующего агента. 4 н. и 13 з.п. ф-лы, 1 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений, содержащих высоковязкие и сверхвязкие нефти. Технический результат - повышение коэффициента нефтеотдачи пласта и темпов отбора нефти за счет увеличения охвата пласта воздействием и увеличения коэффициента нефтеизвлечения. Способ разработки залежи высоковязкой нефти включает вскрытие залежи вертикальными добывающими и нагнетательными скважинами, закачку теплоносителя через нагнетательную скважину и циклически через добывающие, отбор продукции через добывающие скважины после прекращения закачки теплоносителя и выдержки, перевод под закачку теплоносителя следующей добывающей скважины. Вскрытие залежи и закачку теплоносителя осуществляют в нефтеносный пласт, очередность перевода добывающих скважин под закачку теплоносителя определяют по наименьшей производительности по нефти и забойной температуре. На первом этапе осуществляют дренирование призабойных зон скважин, заключающееся в чередующихся операциях по закачке теплоносителя - пара, выдержке и отборе продукции. На втором этапе в нагнетательные скважины закачивают теплоноситель - горячую воду, с температурой 60-100°C и периодически растворитель в количестве 0,1-1% от объема закаченной горячей воды с поверхностно-активным веществом в количестве 0,1-2% от объема растворителя, в добывающие скважины в первом цикле закачивают горячую воду в объеме, равном объему отобранной жидкости после последней паротепловой обработки, а объемы последующих закачек равны объемам отобранной жидкости в предыдущих циклах, перед нагнетанием горячей воды в добывающие скважины в каждом цикле производят закачку оторочки растворителя с поверхностно-активным веществом в количестве 0,1-2% от объема растворителя, объем оторочки растворителя рассчитывают. В качестве растворителя применяют жидкую фракцию пиролиза автомобильных шин. 1 з.п. ф-лы, 2 табл., 1 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составам для обработки нефтяного пласта с целью ограничения водопритока в добывающие скважины и увеличения нефтеотдачи. Технический результат - повышение эффективности разработки нефтяного месторождения в условиях неоднородных по проницаемости пластов на поздней стадии их разработки в условиях пластовых вод различной минерализации. В способе разработки нефтяных месторождений, включающем закачивание оторочки биологического поверхностно-активного вещества биоПАВ КШАС-М и углеводородного растворителя, предварительно закачивают алюмосиликатную композицию на основе 11%-ного раствора соляной кислоты, оторочка дополнительно содержит нефть и пластовую воду, а в качестве растворителя - изооктан, причем оторочка содержит, %: пластовая вода 54-88, биоПАВ КШАС-М 1-2, изооктан 1-4, нефть 10-40. 2 пр., 2 табл.

Изобретение относится к извлечению углеводородов из подземных пластов. Водная композиция, включающая смесь воды, приблизительно 0,05-10 масс.% от общей массы, по меньшей мере, одного водорастворимого блок-сополимера, содержащего: по меньшей мере, один блок, являющийся водорастворимым по природе, включающий, по меньшей мере, 34% по массе гидрофильных звеньев относительно общего количества звеньев водорастворимого блока и содержащий гидрофобные звенья, и, по меньшей мере, один гидрофобный блок, содержащий, по меньшей мере, 67% по массе гидрофобных звеньев отосительно общего количества звеньев гидрофобного блока, приблизительно 0,01-10 масс.% от общей массы неионогенного поверхностно-активного вещества, со значением ГЛБ от 1 до 12, и приблизительно 0,1-20 масс.% от общей массы, по меньшей мере, одной неорганической соли. Способ извлечений углеводородов из подземных пластов, включающий введение в пласт водного флюида, включающего указанную выше композицию. Способ создания трещин в подземном пласте, окружающем ствол скважины, включающий стадию введения в скважину флюида для гидравлического разрыва, включающего указанную выше композицию. Технический результат - сохранение вязкости водных растворов. 3 н. и 11 з.п. ф-лы, 1 табл., 2 ил.

Изобретение относится к биоцидным композициям для водных текучих средств, применяемых в нефте- и газопромысловых операциях. Композиция водной текучей среды для обработки скважин с биоцидной активностью содержит полимер или сополимер для модификации вязкости текучей среды, монокарбоновую перкислоту в антимикробном количестве, составляющем от приблизительно 1 части на миллион до приблизительно 1000 частей на миллион, и пероксид водорода в концентрации меньше, чем концентрация перкислоты, в водной среде. Указанная выше композиция, где полимер или сополимер, понижающий вязкость текучей среды, снижающий трение, или повышающий вязкость, а кислота - перуксусная. Способ обеспечения биоцидной активности в текучей среде для обработки скважин, включающий введение в текучую среду для обработки скважин указанной выше композиции, содержащей полимер или сополимер для модификации вязкости, и направление этой среды в подземную среду. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - обеспечение высокой эффективности уничтожения микроорганизмов без ухудшения модифицирующих вязкость свойств. 4 н. и 22 з.п. ф-лы, 2 пр., 3 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки призабойной зоны пласта за счет повышения проницаемости призабойной зоны пласта с одновременным упрощением технологического процесса и снижением стоимости и продолжительности обработки пласта. Способ обработки призабойной зоны скважины включает спуск колонны труб с пакером в интервал перфорации пласта, промывку скважины, посадку пакера в эксплуатационной колонне скважины с центральной и затрубной задвижками выше пласта и закачку раствора соляной кислоты по колонне труб в импульсном режиме, технологическую выдержку для реагирования и извлечение продуктов реакции. Перед обработкой призабойной зоны скважины задают оптимальную приемистость пласта. На устье скважины колонну труб ниже пакера оснащают импульсным пульсатором жидкости, при этом между пакером и импульсным пульсатором жидкости устанавливают клапан, спускают колонну труб в скважину так, чтобы пакер размещался выше пласта, после чего при открытых центральной и затрубной задвижках промывают скважину технологической жидкостью в импульсном режиме прямой круговой циркуляцией в течение 10-20 мин. Закрывают затрубную задвижку и производят закачку в пласт технологической жидкости под давлением, не превышающим допустимое давление на эксплуатационную колонну, в течение 5-10 мин. Открывают затрубную задвижку и производят излив технологической жидкости из скважины. Промывку и излив технологической жидкости повторяют 3-5 раз. Далее определяют действительную приемистость пласта при давлении, не превышающем допустимое давление на эксплуатационную колонну. Если действительная приемистость ниже оптимальной, то в скважине напротив интервала пласта устанавливают солянокислотную «ванну» под давлением, не превышающим допустимое давление на эксплуатационную колонну. Если действительная приемистость равна или выше оптимальной, то в колонну труб закачивают углеводородный растворитель, доводят его до пласта по колонне труб, сажают пакер и продавливают в пласт технологической жидкостью в объеме на 0,5-1 м3 больше объема вытесненного реагента из колонны труб под давлением, не превышающим допустимое давление на пласт. Оставляют скважину на технологическую выдержку. По окончании технологической выдержки приводят в действие клапан и отсекают импульсный пульсатор жидкости, затем срывают пакер, доспускают колонну труб так, чтобы радиальные отверстия клапана находились напротив пласта, и обратной круговой циркуляцией вымывают продукты реакции в течение 3-5 ч, при этом контролируют приток жидкости из пласта. Затем закрывают затрубную задвижку и закачкой технологической жидкости по колонне труб через клапан определяют приемистость скважины под давлением приемистости пласта. 4 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки призабойной зоны пласта за счет повышения проницаемости призабойной зоны пласта с одновременным упрощением технологического процесса, снижением стоимости и продолжительности обработки пласта. Способ обработки призабойной зоны скважины включает спуск колонны труб с пакером в интервал перфорации пласта, промывку скважины, оснащенной центральной и затрубной задвижками, посадку пакера выше пласта и обработку скважины закачкой раствором кислоты по колонне труб в импульсном режиме, технологическую выдержку для реагирования и извлечение продуктов реакции. Перед обработкой призабойной зоны скважины задают оптимальную приемистость пласта. Затем колонну труб на устье скважины ниже пакера оснащают импульсным пульсатором жидкости, при этом между пакером и пульсатором жидкости устанавливают клапан. Спускают колонну труб в скважину так, чтобы пакер размещался выше пласта, после чего при открытых центральной и затрубной задвижках промывают скважину технологической жидкостью в импульсном режиме прямой круговой циркуляцией в течение 10-20 мин. Закрывают затрубную задвижку, и производят закачку в пласт технологической жидкости под давлением, не превышающим допустимое давление на эксплуатационную колонну, в течение 5-10 мин. Открывают затрубную задвижку и производят излив технологической жидкости из скважины. Промывку и излив технологической жидкости повторяют 3-5 раз. Затем в колонну труб закачивают углеводородный растворитель, сажают пакер и в импульсном режиме продавливают в пласт углеводородный растворитель технологической жидкостью под давлением, не превышающим допустимое давление на пласт, и оставляют скважину на технологическую выдержку. По окончании технологической выдержки приводят в действие клапан и отсекают импульсный пульсатор жидкости, затем срывают пакер, доспускают колонну труб так, чтобы радиальные отверстия клапана находились напротив пласта, далее промывают скважину технологической жидкостью при открытых центральной и затрубной задвижках прямой круговой циркуляцией в течение 2 ч. При этом периодически прикрывают затрубную задвижку до роста забойного давления на 3-5 МПа от начального давления с последующим открыванием затрубной задвижки до появления прозрачной жидкости, но при этом не превышают допустимое давление на эксплуатационную колонну. Затем в колонну труб последовательно закачивают солянокислотный раствор и подогретый до температуры 40-50°C глинокислотный раствор, сажают пакер, продавливают в пласт солянокислотный и глинокислотный растворы технологической жидкостью под давлением, не превышающим допустимое давление на пласт, срывают пакер, оставляют скважину на технологическую выдержку и обратной круговой циркуляцией вымывают продукты реакции до появления прозрачной жидкости, после этого определяют действительную приемистость пласта. 5 ил.
Изобретение относиться к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке заводнением трещиноватых и пористых пластов с искусственно созданными трещинами после гидравлического разрыва пласта - ГРП. Технический результат - повышение нефтеотдачи. В способе повышения нефтеотдачи трещиноватых и пористых пластов с искусственно созданными трещинами после гидравлического разрыва пласта - ГРП, включающий закачку водного раствора полиакриламида со сшивателем - соединением хрома, бентонитового глинопорошка и кварцевого песка, отличающийся тем, что осуществляют закачку водного раствора, в котором суспендировано 3-10 мас.% смеси из бентонитового глинопорошка, модифицированного с кварцевым песком, их соотношением от 10:1 до соотношения 1:2 и содержащего 0,01-0,30 мас.% частично гидролизованного полиакриламида и 0,1-0,6 мас.% сшивателя - хромсодержащего соединения. 2 табл.

Изобретение относится к добыче углеводородов или воды из скважин. Технический результат - эффективная одностадийная обработка с ликвидацией углеводородных, эмульсионных или водяных барьеров и растворением кислоторастворимых материалов с контролируемой скоростью. Способ обработки подземного пласта для растворения кислоторастворимого материала и солюбилизации углеводородов, эмульсий и водяных барьеров включает: введение в подземный пласт мицеллярной дисперсии, представляющей собой микроэмульсию IV Уинсору, содержащей воду, один или несколько предшественников органических кислот, одно или несколько поверхностно-активных веществ и необязательно один или несколько представителей, выбираемых из солей, вспомогательных поверхностно-активных веществ и/или органических жидкостей, которые не являются предшественниками органических кислот; обеспечение солюбилизации мицеллярной дисперсией углеводородов, эмульсий или водяных барьеров, присутствующих в подземном пласте, и гидролиза «in situ», по меньшей мере, части предшественника органической кислоты для получения достаточного количества органической кислоты, так чтобы происходило существенное растворение кислоторастворимого материала, присутствующего в фильтрационных корках, или по соседству с ними, или другом повреждении в подземном пласте. Гидролиз предшественника органической кислоты приводит к получению, по меньшей мере, одной из: муравьиной, уксусной, гликолевой и молочной кислот. Концентрация предшественника органической кислоты, введенного в мицеллярную дисперсию, составляет, по меньшей мере, 1% (мас./об.). Период останова скважины после введения мицеллярной дисперсии составляет 0,5 часа или более. Изобретение развито в зависимых пунктах. 23 з.п. ф-лы, 5 табл., 3 пр.
Наверх