Способ разработки нефтяных месторождений


 


Владельцы патента RU 2502864:

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Башкирский государственный университет" (RU)

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 нефтедобывающей промышленности, а именно к составам для обработки нефтяного пласта с целью ограничения водопритока в добывающие скважины и увеличения нефтеотдачи.

Известен способ увеличения нефтеотдачи, включающий закачку водной дисперсии ПАВ биологического происхождения (биоПАВ), приготовленной заранее на пункте приготовления (патент США №4811791, 165-246, 1989 г.).

Недостатком данного способа является низкая эмульгирующая активность используемого биоПАВ по отношению к углеводородам.

Известен состав для интенсификации добычи нефти, включающий углеводородный растворитель, поверхностно-активное вещество (ПАВ) и содетергент (см. авт. свид. СССР 1471398, МКИ Е 21 В 43/22, 1992 г.).

Наличие в составе содетергента приводит к его удорожанию и использование только одного вида ПАВ не позволяет подобрать состав применительно к условиям пласта, что приводит к снижению эффективности состава.

Известен способ, в котором для вытеснения нефти используют биологическое поверхностно-активное вещество биоПАВ КШАС и растворитель (патент РФ 2041345, E21B 43/22, 1995 г.).

Способ недостаточно эффективен из-за потери поверхностной межфазной активности при разбавлении биоПАВ более 100 раз.

Известен способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку водного раствора биологического поверхностно-активного вещества биоПАВ КШАС-М в смеси с углеводородным растворителем типа нефрас и бентонитовой глиной (патент РФ №2154160, E21B 43/22, 1999 г.).

Способ недостаточно эффективен в процессе нефтевытеснения, т.к. образуется недостаточно устойчивая микроэмульсия с нефтяной фазой во времени и из-за потери поверхностной активности при разбавлении биоПАВ в более чем 100 раз.

Известен состав для повышения нефтеотдачи пластов, содержащий биологическое поверхностно-активное вещество биоПАВ КШАС-М и углеводородный растворитель, дополнительно содержит кубовый остаток производства синтетических жирных кислот КОПСЖК (патент РФ №2239055, E21B 43/22, 2004 г.).

Способ недостаточно эффективен в процессе нефтевытеснения, т.к. состав имеет низкую эмульгирующую активность состава и дает небольшой охват пласта заводнением.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ повышения нефтеотдачи пластов включает последовательное закачивание биологического поверхностно-активного вещества биоПАВ КШАС-М и углеводородного растворителя с добавкой, в качестве добавки вводят смесь раствора щелочного реагента и госсиполовой смолы, причем смесь раствора щелочного реагента и госсиполовой смолы в углеводородном растворителе подают в соотношении компонентов (патент РФ №2347898, E21B 43/22, C09K 8/582, 2009 г.).

Однако данное техническое решение недостаточно эффективно в процессе нефтевытеснения, т.к. осуществляется неполный охват пласта заводнением и образуется недостаточно устойчивая микроэмульсия.

Целью изобретения является повышение эффективности способа разработки нефтяного месторождения в условиях неоднородных по проницаемости пластов на поздней стадии их разработки в условиях пластовых вод различной минерализации.

Технической задачей изобретения является повышение эффективности способа разработки нефтяного месторождения в условиях, неоднородных по проницаемости пластов на поздней стадии их разработки. Поставленная задача решается тем, что способ разработки нефтяных месторождений, включающий последовательное закачивание биологического поверхностно-активного вещества биоПАВ КШАС-М и углеводородного растворителя, при этом предварительно закачивают алюмосиликатную композицию, состоящую из соляной кислоты и отхода производства цеолитов, оторочка дополнительно содержит нефть и пластовую воду, а в качестве углеводородного растворителя используется изооктан, причем оторочка содержит, %:

пластовой воды 54-88
биоПАВ КШАС-М 1-2
изооктана 1-4
нефти 10-40

В качестве биоПАВ в состав вводят биореагент КШАС-М по ТУ 2458-005-15283860-2003, представляющий собой природную композицию биоПАВ гликолипидной природы, продуцируемую культурой микроорганизмов Pseudomonas aeruginosa S-7. Растворы КШАС-М представляют собой слабовязкую жидкость от светло-зеленого до темного цвета, обладающую способностью снижать поверхностное натяжение воды до 30 мН/м, а также высокой эмульгирующей активностью (жидкие парафины, нефть, масла) E24 до 60-80% (Е24 - устойчивость эмульсии в течение 24 часов). Основным их преимуществом является биодеградабельность или способность к полному разложению при естественных пластовых условиях, т.е. технологии с применением биоПАВ КШАС-М экологически безопасны.

Изооктан (2,2,4-триметилпентан) - предельный углеводород алифатического ряда. Представляет собой прозрачную бесцветную жидкость с запахом бензина tпл -107,38°C, tкип 99,24°C, плотность 0,69192 г/см3 (20°C).

Алюмосиликатная композиция представляет собой 7-% раствор алюмосиликата (отход производства цеолитов АО «Салаватнефтеоргсинтез»), приготовленный путем растворения навески реагента в соляной кислоте 11-% концентрации. Для приготовления алюмосиликатной композиции использовали 38%-ную техническую (ГОСТ3118-77) Уфимского (ОАО «Химпром») производства.

Способ осуществляют следующим образом: сначала для выравнивания профиля приемистости неоднородного пласта закачивают алюмосиликатную композицию. Она заполняет высокопроницаемую зону, создавая в ней дополнительное фильтрационное сопротивление, т.е. происходит выравнивание фильтрационных потоков и останавливают фильтрацию на 24 часа. Затем закачивают водную дисперсию оптимального состава, представляющую собой смесь водорастворимого биоПАВ, изооктана, нефти и пластовой воды месторождения.

Пример 1

Фильтрационные исследования водоизолирующей способности алюмосиликатной композиции были проведены на естественных образцах керна тульского и бобриковского горизонтов. Исследуемая композиция готовилась на основе растворов кислот 11-% концентрации, полученной разбавлением исходной кислоты пресной водой.

Экспериментальными исследованими была проведена оценка водоизолирующих свойств алюмосиликатных композиций для условий призабойной зоны скважины, т.е. с моделированием высокопроницаемого пропластка.

Фильтрационные характеристики образцов и результаты серии фильтрационных экспериментов приведены в таблице 1.

Таблица 1
Результаты фильтрационных экспериментов по оценке водоизолирующей способности алюмосиликатной композиции для условий промытой зоны пласта
№ п/п № образца Горизонт Пористость, % Проницаемость по воде до воздействия, мД Проницаемость по воде после воздействия, мД Фактор остаточного сопротивления, д.ед
1 106 Бобриковский 21,8 92 3,5 26,3
2 5 Тульский 23,3 105 5,2 20,2

Пример 2

Комплекс экспериментальных исследований был проведен с целью установления оптимального состава алюмосиликатной композиции и оторочки.

Эксперименты проводились на физической модели неоднородного пласта, состоящей из двух гидродинамически несвязанных пропластков. Пропластки имеют общий вход для прокачивания жидкостей. Длина пропластков составляет 0,5 м, диаметр - 2,4·10-2 м. Пористая среда высокопроницаемого пропластка состоит из молотого кварцевого песка, среда низкопроницаемого пропластка состоит из кернового материала.

Методика эксперимента заключается в следующем: предварительно, для создания в пористой среде связанной воды и начальной нефтенасыщенности модели, пропластки насыщались моделью пластовой воды, которая содержит 90 г/л NaCl и 20 г/л CaCl2 (ρ=1,066 г/см3 при температуре 20°C), с последующим вытеснением ее нефтью. Объем связанной воды и нефти в пористой среде определяли объемно-весовым методом. Исследования проводили в режиме постоянного перепада давления, равным 1 атм, при температуре 24°C. Первичное заводнение проводили до определенной нефтенасыщенности и стабилизации фильтрационных характеристик. При этом в высокопроницаемом пропластке обводненность продукции достигала 100%.

В модель пласта подавали алюмосиликатную композицию на основе соляной кислоты в количестве 0,1 п.о. и останавливали фильтрацию на 24 часа для осуществления процесса гелеобразования. Затем в модель закачивали 0,2 объема пор водонефтяную дисперсию различных соотношений, которую готовили заранее путем смешения исходных агентов до получения микроэмульсии. После чего вводили в модель пресную воду до тех пор, пока снова не получили 100% обводненость продукции. На основании полученных данных рассчитывали конечный коэффициент нефтеотдачи.

Результаты исследования процесса нефтевытеснения с применением способа приведены в таблице 2. Таким образом, по результатам экспериментов рекомендован следующий состав в масс.%: 54-88% пластовой воды, 1-2% водорастворимого биоПАВ КШАС-М, 1-4% изооктана и 10-40% нефти.

Эффективность предлагаемой технологии достигается за счет того, что:

1. Использование алюмосиликатной композиции способствует снижению обводненности добываемой нефти и повышению нефтеотдачи неоднородных пластов.

2. При взаимодействии биоПАВ КШАС-М, углеводородного изооктана, воды и нефти за счет образующейся микроэмульсии, способствующей обеспечению низкого межфазного натяжения и смачивающей способности. Микроэмульсия обладает повышенной вязкостью. Изооктан способствует сохранению устойчивости получаемой микроэмульсии и усиливает растворение адсорбированных на породе высокосмолистых соединений.

Состав эффективен при высокой обводненности нефти, послойной неоднородности пластов, содержащих нефть повышенной вязкости.

Таблица 2
Результаты исследования процесса нефтевытеснения
№ опыта Пропласток Проницаемость, мкм Последовательность закачивания реагентов Объем оторочки, п.о. Остаточный фактор сопротивления Прирост нефтеотдачи, %
1 (прототип) Высокопроницаемый пропласток 4,4 Едкий натрий + Госсиполовая смола + нефрас (0,1:1:2) 0,2 31,1 19,8
Низкопроницаемый пропласток 0,41 водный раствор биоПАВ КШАС-М 0,1
2 (прототип) Высокопроницаемый пропласток 4,5 Стекло жидкое натриевое + Госсиполовая смола + Миапром (0,1:1:3) 0,2 35,3 20,1'
Низкопроницаемый пропласток 0,43 водный раствор биоПАВ КШАС-М 0,1
3 Высокопроницаемый пропласток 4,6 алюмосиликатная композиция 0,2 36,1 26,4
Низкопроницаемый пропласток 0,42 биоПАВ КШАС-М + изооктан + нефть + вода (2:4:40:54) 0,1
4 Высокопроницаемый пропласток 4,6 алюмосиликатная композиция 0,2 36,1 25,5
Низкопроницаемый 0,42 биоПАВ КШАС-М + 0,1
пропласток изооктан + нефть + вода (1:1:10:88)
5 Высокопроницаемый пропласток 4,6 алюмосиликатная композиция 0,2 36,1 25,8
Низкопроницаемый пропласток 0,42 биоПАВ КШАС-М + изооктан + нефть + вода (1:1:28:70) 0,1

Способ разработки нефтяных месторождений, включающий закачивание оторочки биологического поверхностно-активного вещества биоПАВ КШАС-М и углеводородного растворителя, отличающийся тем, что предварительно закачивают алюмосиликатную композицию на основе 11%-ного раствора соляной кислоты, а оторочка дополнительно содержит нефть и пластовую воду, а в качестве растворителя используется изооктан, причем оторочка содержит, %:

пластовая вода 54-88
биоПАВ КШАС-М 1-2
изооктан 1-4
нефть 10-40



 

Похожие патенты:

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.
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.
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.

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.

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 области добычи газа и газового конденсата. Технический результат - обеспечение эффективного удаления жидкости из газовых и газоконденсатных скважин, в продукции которых содержится высокоминерализованная пластовая вода за счет высокой степени пенообразования.
Изобретение относится к композициям и способам, которые можно использовать для повышения нефтеотдачи. Предложена композиция, включающая сшитые расширяемые полимерные микрочастицы, имеющие средний диаметр частиц неувеличенного объема от примерно 0,05 до примерно 5000 мкм и содержание сшивающих агентов от примерно 100 до примерно 200000 частей на млн лабильных сшивающих агентов и от 0 до примерно 300 частей на млн нелабильных сшивающих агентов, причем расширяемые полимерные микрочастицы имеют структуру блоксополимера, включающего по меньшей мере два различных мономера различного химического строения.
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к буровым растворам на углеводородной основе, предназначенным для проходки интервалов неустойчивых, глинистых пород, интервалов многолетних мерзлотных пород, продуктивных пластов и бурения горизонтальных участков скважин.
Изобретение относится к технологиям бурения скважин в нефте- и газодобывающей промышленности, в геологоразведке полезных ископаемых. Технический результат - регулирование реологических характеристик и фильтруемости бурового раствора с учетом характеристик разбуриваемых пород.
Изобретение относится к сополимеру на основе содержащего сульфокислоту соединения. Сополимер включает в качестве мономерных компонентов a) по меньшей мере одно соединение, содержащее сульфокислотную группу, b) по меньшей мере одно соединение, выбранное из группы, включающей N-винил-капролактам, N,N-диметилакриламид, N,N-диэтилакриламид, изопропилакриламид, N-винилпирролидон, N-винилацетамид, N-винилформамид, N-метил-N-винилацетамид, N-алкилакрилат и N-алкилметакрилат, и c) минимум один по меньшей мере бифункциональный виниловый эфир, выбранный из ряда: дивиниловый эфир триэтиленгликоля, дивиниловый эфир диэтиленгликоля или дивиниловый эфир бутандиола.

Изобретение относится к буровой трубе, способу ее сооружения, покрытию для нанесения на буровую трубу и способу сооружения защищенной таким покрытием буровой трубы.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления керамических проппантов, предназначенных для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти или газа методом гидравлического разрыва пласта - ГРП.

Группа изобретений относится к композициям, изменяющим проницаемость подземных пластов. Предложена композиция для изменения водопроницаемости подземного пласта, включающая расширяемые полимерные микрочастицы со средним диаметром неувеличенного объема от 0,05 до 5000 мкм, состоящие из структурированных полимеров, которые включают лабильные сшивающие агенты и выбраны из группы, состоящей из звездообразных полимеров, дендритных полимеров, сверхразветвленных полимеров, полимеров с короткоцепочечным ветвлением, полимером с длинноцепочечным ветвлением и любого их сочетания, а также включают акриламид и aкpилaмидoмeтил-пpoпaнcyльфoнал натрия.
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.
Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород.
Изобретение относится к области защиты окружающей среды в железорудной, угольной, строительной, энергетической отраслях промышленности, а также при строительстве и эксплуатации автомобильных дорог, может быть использовано для закрепления эрозионно опасных пылящих поверхностей полиминерального состава в хвостохранилищах, золоотвалах, на отвалах горных пород, а также на радиоактивно загрязненных территориях и обочинах автомобильных дорог. Обеспыливающий состав для обработки пылящих поверхностей содержит полиэлектролит и воду, отличается тем, что он содержит водные растворы полиакрилата щелочного металла и сополимера акриламида с производными акриловой кислоты, при этом использованы сополимеры акриламида с диметиламиноэтилакрилатом, диметиламиноэтилметакрилатом или диметиламинопропилакриламидом, концентрация раствора полиакрилата щелочного металла составляет 0,1-1,0% (мас.), концентрация раствора сополимера акриламида с производными акриловой кислоты составляет 0,05-0,5% (мас.). Технический результат - состав обеспечивает хорошую эрозионную устойчивость обработанной поверхности.
Наверх