Способ разработки нефтяной залежи

Авторы патента:

 


Владельцы патента RU 2528183:

Газизов Айдар Алмазович (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородной обводненной нефтяной залежи. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи за счет эффективного использования полимердисперсной системы. Сущность изобретения: способ включает отбор продукции через добывающие скважины, закачку через нагнетательные скважины рабочего агента - воды и полимердисперсной системы с модифицирующими химреагентами. Согласно изобретению анализируют состояние разработки месторождения по текущему коэффициенту нефтеотдачи и обводненности продукции и при обводненности продукции в среднем по участку до 90% и приемистости нагнетательных скважин до 250 м3/сут совместно с полимердисперсной системой в качестве модифицирующих химреагентов закачивают водные растворы поверхностно-активных веществ - ПАВ или композиций ПАВ. При обводненности продукции в среднем по участку от 70% до 95% и приемистости нагнетательных скважин от 250 м3/сут до 350 м3/сут совместно с полимердисперсной системой закачивают в качестве модифицирующих химреагентов водные растворы солей многовалентных металлов. При обводненности продукции в среднем по участку от 70% до 99% и приемистости нагнетательных скважин более 350 м3/сут совместно с полимердисперсной системой в качестве модифицирующих химреагентов закачивают водные растворы сшивающих агентов. При этом водные растворы химреагентов закачивают с плотностью не менее чем на 10% выше плотности закачиваемой воды и в виде их отдельных оторочек, в виде их смеси с компонентами полимердисперсной системы и с буферным объемом воды между компонентами полимердисперсной системы. 8 пр.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородной обводненной нефтяной залежи.

Известен способ воздействия на залежь с неоднородными коллекторами, включающий последовательную закачку через нагнетательные скважины водного раствора полиакриламида и полимердисперсной системы (ПДС), содержащих едкий натр, оторочками в объеме 50-200 м3 каждая до снижения приемистости нагнетательной скважины на величину не более 50% и отбор нефти через добывающие скважины (Патент РФ №2044872, опубл. 27.09.1995).

Известный способ зачастую бывает невоспроизводим, т.к. при закачке 50 м3 ПДС возможно снижение приемистости на величину более 50%. Кроме того, создание за счет едкого натра подвижной ПДС способствует быстрому снижению эффективности обработки и приводит к необходимости частого проведения повторных закачек.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, согласно которому ведут отбор нефти через добывающие скважины и закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и ПДС. Перед второй и последующими закачками ПДС определяют приемистость нагнетательной скважины и сравнивают с приемистостью этой нагнетательной скважины перед первой закачкой ПДС, при возрастании приемистости скважины на 50-100% проводят повторную закачку ПДС до достижения приемистости скважины, равной 50-100% приемистости скважины после первой закачки ПДС. При повторной закачке ПДС используют модифицированную ПДС (Патент РФ №2164593, опубл. 27.03.2001 - прототип).

Недостатком прототипа является невысокая воспроизводимость результатов разработки по достигаемой нефтеотдаче залежи, возникающей вследствие применения ПДС без учета свойств залежи и без подбора качественного и количественного состава ПДС применительно к конкретной залежи. Все это снижает эффективность применения ПДС и нефтеотдачу залежи.

В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности действия ПДС и, таким образом, повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор продукции через добывающие скважины, закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и полимердисперсной системы с модифицирующими химреагентами, согласно изобретению анализируют состояние разработки месторождения по текущему коэффициенту нефтеотдачи и обводненности продукции и выделяют участки нагнетательных скважин с реагирующими добывающими скважинами и при обводненности продукции в среднем по участку до 90% и приемистости нагнетательных скважин до 250 м3/сут совместно с полимердисперсной системой в качестве модифицирующих химреагентов закачивают водные растворы поверхностно-активных веществ (ПАВ) или композиций ПАВ, при обводненности продукции в среднем по участку от 70% до 95% и приемистости нагнетательных скважин от 250 м3/сут до 350 м3/сут совместно с полимердисперсной системой в качестве модифицирующих химреагентов закачивают водные растворы солей многовалентных металлов, при обводненности продукции в среднем по участку от 70% до 99% и приемистости нагнетательных скважин более 350 м3/сут совместно с полимердисперсной системой в качестве модифицирующих химреагентов закачивают водные растворы сшивающих агентов, а в качестве ПДС используют модифицированную ПДС; при наличии подошвенных вод обрабатываемого продуктивного пласта совместно с полимердисперсной системой закачивают водные растворы химреагентов с плотностью не менее чем на 10% выше плотности закачиваемых вод, при этом модифицирующие химреагенты закачивают в виде отдельных оторочек реагентов до и/или после закачивания полимердисперсной системы, и/или в смеси с компонентами, и/или с одним компонентом полимердисперсной системы, и/или с буферным объемом воды.

Сущность изобретения

При разработке неоднородной обводненной нефтяной залежи возникает необходимость повышения степени охвата залежи воздействием рабочего агента, закачиваемого через нагнетательные скважины. Закачиваемые поочередно с рабочим агентам ПДС зачастую оказывают слабое воздействие и приводят к минимальному снижению обводненности добываемой продукции, незначительному повышению нефтеотдачи залежи. Наблюдается невысокая воспроизводимость результатов разработки по достигаемой нефтеотдаче залежи. Это является следствием применения ПДС без учета свойств залежи и без подбора качественного и количественного состава ПДС применительно к конкретной залежи. Все это снижает эффективность применения ПДС и нефтеотдачу залежи. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности действия ПДС и, таким образом, повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.

При разработке нефтяного месторождения ведут отбор нефти через добывающие скважины, закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и ПДС. Анализируют состояние разработки месторождения по текущему коэффициенту нефтеотдачи и обводненности продукции, выделяют участки залежи с различной обводненностью и приемистостью нагнетательных скважин, при обводненности продукции в среднем по участку до 90% и приемистости нагнетательных скважин до 250 м3/сут совместно с полимердисперсной системой в качестве модифицирующих химреагентов закачивают водные растворы ПАВ или композиции ПАВ, при обводненности продукции в среднем по участку от 70% до 95% и приемистости нагнетательных скважин от 250 м3/сут до 350 м3/сут через нагнетательные скважины совместно с полимердисперсной системой закачивают водные растворы солей многовалентных металлов, при обводненности продукции в среднем по участку от 70% до 99% и приемистости нагнетательных скважин более 350 м3/сут совместно с полимердисперсной системой закачивают водные растворы сшивающих агентов, а в качестве ПДС используют модифицированную ПДС, при наличии подошвенных вод обрабатываемого продуктивного пласта совместно с полимердисперсной системой закачивают водные растворы химреагентов с плотностью не менее чем на 10% выше плотности закачиваемых вод, при этом модифицирующие химреагенты закачивают в виде отдельных оторочек реагентов до и/или после закачивания полимердисперсной системы, и/или в смеси с компонентами, и/или с одним компонентом полимердисперсной системы, и/или с буферным объемом воды.

Заявленные параметры залежи выбраны исходя из следующих соображений.

При обводненности продукции в среднем по участку до 90% и приемистости нагнетательных скважин до 250 м3/сут через нагнетательные скважины совместно с полимердисперсными системами закачивают водные растворы ПАВ или композиций ПАВ.

Необходимость применения ПАВ совместно с полимердисперсными системами связана с тем, что в процессе разработки месторождений с применением заводнения формируются остаточные запасы нефти двух типов.

Остаточная нефть первого типа формируется в виде защемленных капель и в виде пленочной нефти в промытых водой зонах продуктивного пласта и имеет большее содержание тяжелых компонентов (смол, асфальтенов), чем исходная нефть. Уменьшить количество пленочной нефти возможно путем совместного применения реагентов - ПАВ и ПДС, улучшающих смачиваемость породы вытесняющей водой. Для вытеснения капиллярно защемленной нефти необходимо преодолеть капиллярные силы, удерживающие нефть, что также достигается путем совместного использования ПАВ и композиций на их основе и ПДС. В качестве ПАВ могут быть применены как индивидуальные ПАВ (неонолы, катионоактивные ПАВ, нефтяные сульфонаты и др.), так и их композиции или составы их включающие (мицеллярные растворы, реагент ULTRAFLO и др.).

Образование остаточной нефти второго типа связано с неравномерным вытеснением нефти из неоднородного коллектора, что приводит к образованию целиков нефти в плохо дренированных, застойных зонах, линзах и пропластках с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами. По своему составу и свойствам остаточная нефть второго типа мало отличается от исходной нефти месторождения. Для увеличения степени охвата пластов заводнением применяют потокоотклоняющие технологии, в частности полимердисперсные системы, которые позволяют более эффективно использовать нефтевытесняющие свойства закачиваемых вод.

Наиболее эффективно сочетание потокоотклоняющих и нефтевытесняющих технологий, что позволяет оказать воздействие одновременно на оба типа остаточной нефти. ПДС с ПАВ используют в следующих вариантах:

1 вариант - последовательная закачка ПДС и ПАВ;

2 вариант - закачка одного или (и) обоих компонентов ПДС в смеси с ПАВ;

3 вариант - введение ПАВ в буферный объем воды, закачиваемой между циклами ПДС;

4 вариант - сочетание вышеуказанных вариантов.

При осуществлении технологии по 1 варианту в результате закачивания ПДС увеличивается степень охвата пластов заводнением, а последующая закачка ПАВ улучшает отмыв нефти. Результаты лабораторных исследований и моделирования пластовых процессов показали, что ПАВ наиболее технологично и экономически более выгодно применять на более ранних стадиях разработки месторождений, когда заводненные пласты промыты не до крайней степени. В качестве такого критерия была принята обводненность продукции в целом по опытным участкам нагнетательных скважин не более 80%. При дальнейшем увеличении обводненности продукции свойства остаточной нефти первого типа (пленочная и капиллярно удерживаемая нефть) ухудшаются (повышается вызкость, уменьшается ее количество и т.д.) и затраты на закачку ПАВ не окупаются дополнительно добытой нефтью.

При осуществлении технологии по 2 и 3 вариантам ПАВ вводят в один и (или) оба компонента ПДС - в раствор ПАА или глинистой суспензии, а также в буферный объем воды, что не только улучшает нефтевытесняющие свойства закачиваемых реагентов, но и положительно влияет на свойства компонентов ПДС. При добавлении ПАВ в глинистую суспензию улучшаются реологические и механические характеристики глинистой суспензии, увеличивается степень ее набухания, возрастает коэффициент пластичности в 1,35-2,75 раза, за счет чего увеличивается глубина проникновения в пласт. За счет увеличения степени набухания глинопорошка в присутствии ПАВ закачивание ПДС с введением ПАВ в глинистую суспензию возможно проводить в скважины с более низкой приемистостью.

При обводненности продукции в среднем по участку от 70% до 95% и приемистости нагнетательных скважин от 250 м3/сут до 350 м3/сут совместное использование ПДС и ПАВ становится менее эффективным. В этом случае через нагнетательные скважины совместно с полимердисперсными системами закачивают водные растворы солей двух- и (или) многовалентных металлов. Необходимость применения водных растворы солей многовалентных металлов совместно с ПДС вызвана высоким обводнением продуктивных пластов и образованием в продуктивных пластах промытых водой интервалов пласта с низким фильтрационным сопротивлением, что требует создания водоизоляционного экрана для снижения их гидропроводности. В качестве водных растворов солей металлов применяют водорастворимые соли кальция (хлорид кальция), магния, алюминия, железа, меди (сульфат, хлорид и т.д.) и составы их содержащие - алюмохлорид-A, аква-аурат и др.

Механизм действия водных растворов солей двух- и многовалентных металлов заключается в следующем. В процессе закачивания в продуктивные пласты компоненты ПДС-ПАА и водные суспензии дисперсных частиц образуют полимердисперсные комплексы, по размерам превосходящие размеры исходных дисперсных частиц в 3-10 раз и более. Соли металлов закачивают в виде водных растворов, в которых происходит их гидролиз. В пластовых условиях при разбавлении закачиваемыми и пластовыми водами ионы двух и (или) многовалентных металлов находятся в различных гидратированных формах, что позволяет им координироваться с боковыми функциональными группами макромолекул ПАА. В результате происходит сшивка макромолекул ПАА и повышение их вязкоупругих свойств.

При обводненности продукции в среднем по участку от 70% до 99% и приемистости нагнетательных скважин более 350 м3/сут достигаемой сшивки оказывается недостаточно для повышения нефтеотдачи. В этом случае через нагнетательные скважины совместно с полимердисперсными системами закачивают водные растворы сшивающих агентов. На поздней стадии разработки месторождений в результате неравномерного продвижения фронта вытеснения и прорыва закачиваемой воды в добывающие скважины по отдельным высокопроницаемым интервалам пласта образуются промытые зоны с низким фильтрационным сопротивлением. При высокой приемистости нагнетательных скважин более 350 м3/сут и обводненности добываемой продукции от 70% до 99% требуется применение водоизолирующей массы, устойчивой к размыву, способной создавать высокие значения фактора сопротивления, а ее объем должен быть достаточен для образования водоизоляционного экрана достаточной протяженности, чтобы закачиваемая вода не могла быстро обойти его. По своим характеристикам наиболее полно отвечают полимердисперсные системы, закачиваемые совместно со сшивающими реагентами. В качестве сшивающих агентов применяют хромовые квасцы, бихромат калия или натрия, реагент АМГ, ацетат хрома, соли трехвалентного металла, хлористый титан и т.д., способные необратимо образовывать в полимере поперечные связи. Механизм действия сшивающих агентов базируется на сшивании макромолекул полиакриламида (ПАА) реагентом-сшивателем (ацетат хрома, хромкалиевые квасцы, бихромат калия и др.) в пространственную структуру, что позволяет значительно улучшить реологические свойства состава и повысить термическую стабильность ПАА. При закачке сшивающий агент внедряется в частички ПАА и глины. Закачиваемые или находящиеся в пласте частицы глинистой суспензии также взаимодействуют со свободными функциональными группами ПАА. Происходит процесс флокуляции и сшивки с образованием сшитой полимердисперсной системы в высокопроницаемых зонах пласта, что приводит к перераспределению фильтрационных потоков, и последующее нагнетание воды способствует извлечению нефти из низкопроницаемых зон пласта. Закачка сшивающего агента с буферным объемом воды модифицирует поверхность пористой среды, что способствует более полному взаимодействию всей системы.

Технология воздействия на пласт заключается в закачке заданного объема водного раствора ПАА и глинистой суспензии в смеси со сшивателем определенной концентрации в нагнетательные скважины и его продавке оторочкой воды.

Примеры конкретного выполнения

Пример 1. Разрабатывают неоднородное многопластовое многоэлементное нефтяное месторождение. Выполняют отбор продукции через добывающие скважины, закачку через нагнетательные скважины рабочего агента. Анализируют состояние разработки месторождения по обводненности продукции и приемистости нагнетательных скважин. Выделяют участок залежи с обводненностью продукции в среднем по участку до 90% и с приемистостью нагнетательных скважин до 250 м3/сут. Залежь имеет следующие характеристики: мощность залежи 10 м, глубина водонефтяного контакта 1800 м, пластовое давление 10 МПа, пластовая температура 35°C, пористость в пределах от 5 до 30%, размер пор составляет 0,0002...0,5 мм и более, проницаемость 250 мкм2, нефтенасыщенность 0,7, неоднородность 0,5, вязкость нефти в пластовых условиях 7,0 мПа·с, плотность нефти 0,84 г/см3, минерализация пластовой воды 260 г/л. Залежь разрабатывают заводнением. Закачивают рабочий агент - пластовую воду плотностью 1,10 г/см3 через 3 нагнетательные скважины и отбирают продукцию - водонефтяную эмульсию - через 6 добывающих скважин.

Текущий коэффициент нефтеотдачи залежи составляет 0,53.

Работы проводят на нагнетательной скважине №1. Через нагнетательную скважину совместно с полимердисперсными системами закачивают водный раствор ПАВ в виде отдельной оторочки. Первоначально циклически закачивают компоненты МПДС -водный раствор ПАА и глинистую суспензию (4 цикла), один цикл ПДС включает закачку реагентов в следующей последовательности:

- 100 м3 0,1% водного раствора ПАА марки Праестол-2540 (ТУ 2216-001-40910172-98);

- 6 м3 буферного объема воды;

- 100 м3 4% глинистой суспензии марки ПБМВ (ТУ 39-0147001-105-93 с изм. №1-6);

- 6 м3 буферного объема воды.

После закачки всего объема ПДС закачивают водный раствор ПАВ - реагент ULTRAFLO по ТУ 2458 -019-87869324-2011 концентрацией 15% масс., объемом 20 м3. Вода для приготовления растворов реагентов, буферная вода и вода для продавки реагентов в пласт используется из системы ППД.

В результате коэффициент нефтеотдачи залежи составил 0,68. Применение способа-прототипа позволило достичь коэффициента нефтеотдачи 0,56.

Пример 2. Выполняют как пример 1.

Выделяют участок залежи с обводненностью продукции в среднем по участку до 90% и приемистостью нагнетательных скважин до 250 м3/сут. Работы проводят на нагнетательной скважине №2. Через нагнетательную скважину совместно с полимердисперсными системами закачивают водный раствор ПАВ в смеси с глинистой суспензией. МПДС закачивают в виде 3 циклов, каждый из которых включает:

- 100 м3 0,1% водного раствора ПАА марки ДР-9-8177;

- 7 м3 буферного объема воды;

- 100 м3 4% глинистой суспензии с добавкой ПАВ - 0,05% водного раствора неонола АФ 9-12;

- 7 м3 буферного объема воды.

Закачанные реагенты продавливают в пласт водой объемом 30 м3. Вода для приготовления растворов реагентов, буферная вода и вода для продавки реагентов в пласт используется из системы ППД.

В результате коэффициент нефтеотдачи залежи составил 0,48. Применение способа-прототипа позволило достичь коэффициента нефтеотдачи 0,36.

Пример 3. Выполняют как пример 1.

Выделяют участок залежи с обводненностью продукции в среднем по участку до 90% и приемистости нагнетательных скважин до 250 м3/сут. Работы проводят на нагнетательной скважине №3. Через нагнетательную скважину совместно с полимердисперсными системами закачивают водный раствор ПАВ путем добавления в раствор ПАА и дополнительно в виде отдельной оторочки. МПДС закачивают в виде 5 циклов, каждый из которых включает закачку

- 100 м3 0,12% водного раствора ПАА марки ДKS-ORPF-40NT с добавлением 0,5% композиции ПАВ (состав композиции - 5% нефтяного сульфоната, 4,5% изопропилового спирта, остальное - закачиваемая вода);

- 7 м3 буферного объема воды;

- 100 м3 2% глинистой суспензии;

- 7 м3 буферного объема воды.

Вода для приготовления растворов реагентов и буферная вода используется из системы ППД. После закачки всего объема МПДС закачивают водный раствор композиции ПАВ (состав композиции - 5% нефтяного сульфоната, 4,5% изопропилового спирта, остальное - закачиваемая вода) концентрацией 2,5% масс., объемом 100 м3. Закачанные реагенты продавливают в пласт водой объемом 30 м3.

В результате коэффициент нефтеотдачи залежи составил 52%. Применение способа-прототипа позволило достичь коэффициента нефтеотдачи 34%.

Пример 4. Выполняют как пример 1.

Выделяют участок залежи с обводненностью продукции в среднем по участку от 70% до 95% и приемистости нагнетательных скважин от 250 м3/сут до 350 м3/сут. Через нагнетательную скважину №4 совместно с полимердисперсными системами закачивают водные растворы солей многовалентных металлов - реагент Алюмохлорид-A марка A (ТУ 2151-002-42129794-2001). Технологический процесс закачивания МПДС с алюмохлоридом-A осуществляют в следующей последовательности:

а) закачивают алюмохлорид-A в товарной форме плотностью 1,21 г/см3 объемом 30 м3 из расчета 3 м3 на 1 м перфорированной толщины пласта;

б) закачивают буферный объем воды объемом 10 м3;

в) циклически (6 циклов) закачиваются 0,12% водный раствор ПАА марки Праестол-2530 (ТУ 2216-001-40910172-98) объемом 50 м3 и 50 м3 6% суспензии глинопорошка марки ПБМ (ТУ 39-0147001-105-93 с изм. №1-6) с буферным объемом воды между ними 6 м3;

г) реагенты продавливают в пласт водой объемом 30 м3.

Вода для приготовления растворов реагентов и буферная вода используется из системы ППД.

В результате коэффициент нефтеотдачи залежи составил 50%. Применение способа-прототипа позволило достичь коэффициента нефтеотдачи 37%. Пример 5. Выполняют как пример 1.

Выделяют участок залежи с обводненностью продукции в среднем по участку от 70% до 95% и приемистости нагнетательных скважин от 250 м3/сут до 350 м3/сут. Через нагнетательную скважину №5 совместно с полимердисперсными системами закачивают водные растворы солей многовалентных металлов - хлористый кальций. Вода для приготовления растворов реагентов и буферная вода используется из системы ППД. Закачку реагентов производят циклически в виде 6 циклов, каждый из которых осуществляют в следующей последовательности:

а) закачивают водный 15% раствор хлористого кальция плотностью 1,13 г/см3 объемом 20 м3 из расчета 2 м3 на 1 м перфорированной толщины пласта;

б) закачивают буферный объем воды объемом 6 м3;

в) закачивают водный раствор 0,05% ПАА марки Аккотрол-623 объемом 150 м3;

г) закачивают буферный объем воды 7 м3;

д) закачивают 1% глинистую суспензию объемом 150 м3;

е) закачивают буферный объем воды 7 м3;

В результате коэффициент нефтеотдачи залежи составил 50%. Применение способа-прототипа позволило достичь коэффициента нефтеотдачи 37%.

Пример 6. Выполняют как пример 1. Выделяют участок залежи с обводненностью продукции в среднем по участку от 70% до 99% и приемистости нагнетательных скважин более 350 м3/сут. Через нагнетательную скважину №6 закачивают 8 циклов МПДС со сшивающими агентами. В качестве сшивающего агента используют реагент АМГ - агент модифицирующий гелеобразующий по ТУ 2146-003-42129797-2003, марки АМГ-1. Вода для приготовления растворов реагентов и буферная вода используется из системы ППД. В первых трех циклах МПДС закачивают реагенты в следующей последовательности:

- 0,2% водный раствор ПАА марки Праестол-2530 объемом 120 м3 с добавкой 0,1% АМГ-1;

- 8 м3 буферного объема воды;

- 5% суспензия глинопорошка марки ПБМА объемом 120 м3 с добавкой 0,1% АМГ-1;

- 8 м3 буферного объема воды.

В следующих пяти циклах МПДС закачивают реагенты в следующей последовательности:

- 0,2% водный раствор ПАА марки Праестол-2530 объемом 100 м3;

- 8 м3 буферного объема воды с добавкой 0,2% АМГ-1;

- 5% суспензия глинопорошка марки ПБМА объемом 100 м3 с добавкой 0,15% АМГ-1;

- 8 м3 буферного объема воды.

В результате коэффициент нефтеотдачи залежи составил 65%. Применение способа-прототипа позволило достичь коэффициента нефтеотдачи 51%.

Пример 7. Выполняют как пример 1. Выделяют участок залежи с обводненностью продукции в среднем по участку от 70% до 99% и приемистости нагнетательных скважин более 350 м3/сут. Через нагнетательную скважину №7 совместно с МПДС закачивают водные растворы сшивающих агентов. МПДС закачивают в виде 8 циклов водного раствора ПАА, глинистой суспензии с добавками ацетата хрома с буферной водой между оторочками реагентов. Вода для приготовления растворов реагентов и буферная вода используется из системы ППД. Вначале циклически в виде 7 циклов закачивают реагенты в следующей последовательности в одном цикле:

- 7% глинистая суспензия объемом 80 м3 с добавкой 0,2% ацетата хрома;

- 7 м3 буферного объема воды;

- водный раствор 0,15% ПАА марки DKS-ORPF-40NT объемом 80 м3;

- 7 м3 буферного объема воды;

- 5 м3 2% водного раствора ацетата хрома;

- 7 м3 буферного объема воды.

Приемистость скважины после закачивания МПДС составила 240 м3/сут, т.е. менее 250 м3/сут. Затем закачивают водный раствор ПАВ - реагент ULTRAFLO по ТУ 2458 -019-87869324-2011 концентрацией 15% масс., объемом 30 м3, который продавливают в пласт водой в объеме 30 м3. Вода для приготовления растворов реагентов, буферная вода и вода для продавки реагентов в пласт используется из системы ППД.

В результате коэффициент нефтеотдачи залежи составил 58%. Применение способа-прототипа позволило достичь коэффициента нефтеотдачи 50%.

Пример 8. Выполняют как пример 1. Выделяют участок залежи с обводненностью продукции в среднем по участку от 70% до 99% и приемистости нагнетательных скважин более 350 м3/сут. Через нагнетательную скважину №7 совместно с полимердисперсными системами закачивают водные растворы сшивающих агентов. Технология воздействия МПДС на обводненные нефтяные пласты заключается в одновременном дозировании компонентов МПДС - водного раствора ПАА и глинистой суспензии с добавками сшивающего агента. Вода для приготовления растворов реагентов и буферная вода используется из системы ППД. Закачка МПДС включает параллельную закачку:

- водного раствора 0,05% ПАА марки DKS-ORPF-40NT;

- 2% суспензии глинопорошка марки ПБМБ с добавлением 0,03% водного раствора АМГ марки АМГ-1.

В результате коэффициент нефтеотдачи залежи составил 59%. Применение способа-прототипа позволило достичь коэффициента нефтеотдачи 45%.

Применение предложенного способа позволит повысить эффективность действия полимердисперсной системы и, таким образом, повысить нефтеотдачу залежи.

Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор продукции через добывающие скважины, закачку через нагнетательные скважины рабочего агента - воды и полимердисперсной системы с модифицирующими химреагентами, отличающийся тем, что анализируют состояние разработки месторождения по текущему коэффициенту нефтеотдачи и обводненности продукции и при обводненности продукции в среднем по участку до 90% и приемистости нагнетательных скважин до 250 м3/сут совместно с полимердисперсной системой в качестве модифицирующих химреагентов закачивают водные растворы поверхностно-активных веществ - ПАВ или композиций ПАВ, при обводненности продукции в среднем по участку от 70% до 95% и приемистости нагнетательных скважин от 250 м3/сут до 350 м3/сут совместно с полимердисперсной системой закачивают в качестве модифицирующих химреагентов водные растворы солей многовалентных металлов, при обводненности продукции в среднем по участку от 70% до 99% и приемистости нагнетательных скважин более 350 м3/сут совместно с полимердисперсной системой в качестве модифицирующих химреагентов закачивают водные растворы сшивающих агентов, при этом водные растворы химреагентов закачивают с плотностью не менее чем на 10% выше плотности закачиваемой воды и в виде их отдельных оторочек, в виде их смеси с компонентами полимердисперсной системы и с буферным объемом воды между компонентами полимердисперсной системы.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности освоения нефтяных и газовых скважин и увеличение их продуктивности.

Изобретение относится к жидкостям для технического обслуживания ствола скважин. Способ включает: введение в ствол скважины жидкости для технического обслуживания ствола скважины, содержащей катионный полимер, минерализованный раствор и твердое вещество, причем указанный катионный полимер имеет молекулярную массу от 300000 дальтон до 10000000 дальтон, минерализованный раствор присутствует в указанной жидкости в количестве от 95 об.% до 99,8 об.% относительно ее общего объема, а твердое вещество представляет собой утяжелитель, выбранный из карбоната железа, карбоната магния, карбоната кальция или комбинаций барита, гематита, ильменита и карбоната железа, карбоната магния и карбоната кальция, причем указанная жидкость демонстрирует снижение вязкости при сдвиге при скорости сдвига от 3 сек-1 до 300 сек-1 и температуре от 24°С (75°F) до 260°С (500°F).

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для повышения нефтеотдачи нефтяных месторождений путем регулирования разработки неоднородных пластов.

Изобретение относится к горнодобывающей промышленности. Технический результат - повышение добычи углеводородов и обеспечение бесперебойной работы скважин без остановок добычи на время ремонтов.

Изобретение относится к доставке зернистого материала на участок, расположенный под землей. Скважинный флюид включает жидкость-носитель на водной основе и гидрофобный зернистый материал, суспендированный в нем, где гидрофобный зернистый материал имеет объемный медианный размер частиц d50 не больше чем 200 микрон, определяемый как медианный диаметр сфер эквивалентного объема, при этом флюид дополнительно включает газ для смачивания поверхности частиц и связывания их вместе в агломераты.

Изобретение относится к доставке зернистого материала на участок, расположенный под землей. Скважинный флюид является жидкостью-носителем на водной основе, содержащим первый и второй гидрофобные зернистые материалы - частицы, суспендированные в нем, где первые частицы имеют больший удельный вес, чем вторые, и флюид содержит газ для смачивания поверхности частиц и связывания их вместе в агломераты.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности добычи высоковязкой нефти.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения параметров мелкодисперсной водогазовой смеси перед закачкой в пласт.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны в горизонтальных стволах скважин, пробуренных в залежи битумов и разрабатываемых термическим методом.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении и оценке эффективности растворителей для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений, образующихся на поверхностях технологического оборудования, используемого при добыче, транспортировке и хранении нефти.
Изобретение относится к усовершенствованному способу добычи нефти. Способ добычи нефти вторичным методом в нефтеносном пласте, имеющем зоны высокой проницаемости, образующие предпочтительные проходы для нагнетаемой жидкости, содержащий следующие стадии: а) блокирование предпочтительных проходов посредством нагнетания в пласт водного раствора, основанного на водорастворимых полимерах с концентрацией, обеспечивающей большую вязкость водного раствора по сравнению с вязкостью нефти, б) по завершении стадии а) нагнетание водного раствора, имеющего состав, идентичный составу, использованному на стадии а), с более низкой концентрацией полимера. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - повышение эффективности при снижении расхода полимера в отношении добытой нефти. 10 з.п. ф-лы, 1 пр.

Изобретение относится к извлечению нефти и к методу повышенного извлечения нефти. Способ извлечения нефти из подземного пласта включает закачивание в этот пласт водной композиции, содержащей в качестве поверхностно-активного вещества алкил- или алкенилолигогликозида указанной общей формулы и дополнительное поверхностно-активное вещество - ПАВ, где в качестве дополнительного ПАВ водная композиция содержит анионные ПАВ, выбранные из алкоксилированных алк(ен)илсульфатов, при этом содержание алкил- или алкенилолигогликозида составляет 0,01-6% масс., весовое соотношение алкил- или алкенилолигогликозида формулы (I) и указанного дополнительного ПАВ равно от 10:90 до 90:10, а вода в указанной водной композиции имеет полный уровень растворенных солей вплоть до около 200000 ч./млн. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности при воздействии высоких температур, засоленности, давлений и концентрации двухвалентных ионов. 4 з.п. ф-лы, 4 табл., 18 пр.

В настоящем изобретении предложены способы обработки углеводородных текучих сред с целью уменьшения кажущейся вязкости углеводородных текучих сред, встречающихся в операциях с нефтью, уменьшения количества отложений в затрубном пространстве скважины или в трубопроводе. Способ уменьшения кажущейся вязкости углеводородной текучей среды, встречающейся в операциях с нефтью, включает: приведение в контакт углеводородной текучей среды с эффективным эмульгирующим количеством композиции, содержащей, по меньшей мере, один гидрофобно-модифицированный неионогенный полимер, имеющий приведенную общую формулу. Способ уменьшения количества отложений в затрубном пространстве скважины или в трубопроводе включает: приведение в контакт углеводородной текучей среды, встречающейся в операциях с нефтью, внутри затрубного пространства или трубопровода с эффективным эмульгирующим количеством композиции, содержащей, по меньшей мере, один гидрофобно-модифицированный неионогенный полимер, имеющий приведенную общую формулу. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение производительности и эффективности выделения нефти после транспортировки. 2 н. и 1 3 з.п. ф-лы, 4 табл., 7 пр., 3 ил.
Изобретение относится к водным пенообразующим композициям, используемым в нефтяной промышленности. Композиция для получения устойчивой пены с высокой совместимостью с углеводородами включает водную жидкость, по меньшей мере, один растворимый или диспергируемый в воде пенообразователь - кремнийсодержащий простой полиэфир, содержащийся в водной жидкости, и неводную жидкость, где водная жидкость включает воду и солевой раствор, неводная жидкость включает жидкие углеводороды. Способ получения устойчивой пены из водных жидкостей путем объединения указанных водных жидкостей с газом в присутствии углеводородных жидкостей с помощью указанного выше пенообразователя. Способ удаления нагрузки по жидкости из газовых скважин включает добавление в газовые скважины пенообразователя, полученного указанным выше способом, и удаление из этих скважин устойчивой пены, как только она образуется. Способ разрыва с помощью пены при операциях бурения включает добавление пенообразователя, полученного по указанному выше способу, в скважину во время ее бурения. Способ подъема образовавшихся жидкостей на поверхность нефтяных скважин включает добавление в эти скважины, имеющие жидкости, пенообразователя, полученного указанным выше способом, и подъем на поверхность этих скважин образовавшихся жидкостей после их соединения с указанным пенообразователем. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности в присутствии больших количеств углеводородов. 5 н. и 18 з. п. ф-лы. 7 табл., 6 пр.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных и газовых залежей с неоднородными, высокобводненными, пористыми и трещиновато-пористыми, низко- и высокотемпературными продуктивными пластами. Обеспечивает повышение надежности изоляции притока пластовых вод к забою, заколонных перетоков воды и газа по цементному кольцу при минимальных капитальных затратах. Сущность изобретения: способ включает проведение изоляционных работ пластовой, подошвенной воды или заколонной циркуляции. При проведении изоляционных работ в водонасыщенную часть пласта производят закачку водоизолирующей полимер-глинисто-кварцевой системы и дополнительно закрепляют призабойную зону пласта и внутреннее пространство ствола скважины герметизирующей быстросхватывающей тампонажной смесью. Согласно изобретению водоизолирующую полимер-глинисто-кварцевую систему закачивают через перфорационные отверстия колонны ниже водонефтяного контакта - ВНК - с созданием дополнительного экрана не менее 20 м по радиусу от ствола скважины. Герметизирующую быстросхватывающуюся тампонажную смесь закачивают через перфорационные отверстия колонны выше ВНК с созданием дополнительного экрана не менее 5 м по радиусу от ствола скважины. Вскрывают нефтенасыщенный интервал продуктивного пласта перфорационными отверстиями глубиной, выходящей за пределы загрязненной зоны. Осуществляют повторное вскрытие продуктивного пласта с проведением гидроразрыва - ГРП - или физико-химических, волновых, механических, акустических методов воздействия на нефтенасыщенный интервал. 4 ил., 1 табл.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к составам для разработки обводненной нефтяной залежи в неоднородном терригенном коллекторе заводнением. Термотропный гелеобразующий состав для изоляции водопритока к скважинам и повышения нефтеотдачи содержит соли алюминия в виде 2,5-20,0 мас.% хлорида или полиоксихлорида алюминия и пресную или минерализованную воду. При этом состав дополнительно содержит соль уксусной кислоты, в качестве которой используется 2,0-10,0 мас.% ацетата натрия, и может содержать 0,0-30,0 мас.% карбамида и 0,0-2,5 мас.% мелкодисперсного полиакриламида с диаметром частиц 40-80 мкм. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции водопритока и повышения нефтеотдачи. 1 з.п. ф-лы, 6 пр., 3 табл.

Изобретение относится к использованию текучей среды для обработки скважины. Способ повышения продуктивности формации, в которую проходит скважина, посредством введения в скважину текучей среды для обработки скважины, содержащей негидратированную борированную галактоманнановую камедь - НБГК, при этом более чем одна продуктивная зона в формации является изолированной от другой зоны посредством отверждения текучей среды для обработки скважины для повышения продуктивности формации. Способ повышения продуктивности углеводородсодержащей формации - УВСПФ, в которую проходит скважина, имеющая множество продуктивных зон, содержит стадии, где: вводят вблизи заданной продуктивной зоны скважины текучую среду для обработки скважины, содержащую НБГК; изолируют заданную продуктивную зону от других зон скважины путем отверждения указанной текучей среды; перфорируют изолированную заданную продуктивную зону; и обеспечивают гидравлический разрыв указанной зоны скважины путем введения в нее разрывающей текучей среды при давлении, достаточном для разрыва перфорированной заданной продуктивной зоны. Способ повышения продуктивности УВСПФ, в которую проходит цементированная вертикальная скважина, имеющая множество продуктивных зон, содержащий стадии, где: а) перфорируют продуктивную зону скважины; б) обеспечивают гидравлический разрыв перфорированной продуктивной зоны путем введения в нее разрывающей текучей среды при давлении, достаточном для разрыва указанной зоны; в) вводят в обсадную колонну над указанной зоной текучую среду для обработки скважины, содержащую НБГК; г) изолируют зону этапа в) путем отверждения текучей среды для обработки скважины; и д) повторяют этапы а)-г) в одной или нескольких продуктивных зонах цементированной вертикальной скважины. Способ повышения продуктивности УВСПФ, в которую проходит скважина, содержащий стадии, где вводят в кольцевое пространство между стенкой ствола скважины и обсадной колонной, расположенной в стволе скважины, текучую среду для обработки скважины, содержащую борированный гуар, при этом обсадная колонна имеет расположенное в ней зональное изолирующее устройство; обеспечивают отверждение текучей среды для обработки скважины; перфорируют изолированную продуктивную зону внутри зонального изолирующего устройства; и обеспечивают гидравлический разрыв изолированной продуктивной зоны путем введения в эту зону разрывающей текучей среды при давлении, достаточном для разрыва изолированной продуктивной зоны. Способ повышения продуктивности УВСПФ, в которую проходит невертикальная скважина, содержащий стадии, где: а) вводят первый пакер в скважину; б) вводят в скважину рядом с первым пакером зональный элемент изолирующего устройства; в) вводят в скважину второй пакер до формирования зоны, ограниченной зональным элементом изолирующего устройства, первым пакером и вторым пакером; г) вводят в скважину текучую среду для обработки скважины, содержащую борированный гуар, и обеспечивают ее отверждение для герметичной изоляции зоны, ограниченной первым пакером и вторым пакером, от других зон скважины; д) обеспечивают гидравлический разрыв изолированной зоны на этапе г) посредством ввода в эту зону разрывающей текучей среды при давлении, достаточном для разрыва изолированной зоны; и е) повторяют этапы от а) до д) в другой зоне скважины. Технический результат - повышение эффективности блокирования продуктивных зон в формации. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. 5 н. и 20 з.п. ф-лы, 9 пр., 2 табл., 7 ил.

Изобретение относится к обработке приствольной зоны, применяемой для обработки находящегося в недрах земли пласта, пересеченного стволом скважины. Флюид для обработки приствольной зоны, применяемый для обработки находящегося в недрах земли пласта, пересеченного стволом скважины, содержащий: водную среду; диутановый гетерополисахарид с повторяющимся тетрасахаридным звеном в основной полимерной цепи, пероксидный разжижитель геля, реагирующий с диутаном; ускоритель разжижения геля или катализатор, по меньшей мере, один, выбранный из сульфата железа (II) и его гидратов, хлорида железа (II), порошка железа с реагентом для регулирования pH и комбинаций упомянутых материалов; и реагент для регулирования загрязнения пласта железом. Способ обработки находящегося в недрах земли пласта, пересеченного стволом скважины, путем введения в пласт через ствол скважины указанного выше флюида для обработки приствольной зоны. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - облегчение удаления полимерсодержащих флюидов в широком интервале температур. 2 н. и 11 з.п. ф-лы, 14 пр., 15 ил.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение проникновения кислотного состава в трещины и поры пласта при снижении его обводняемости за счет гидрофобизации и предотвращения разрушения призабойной зоны пласта. В способе обработки призабойной зоны трещиновато-порового терригенного пласта с близкорасположенным газоводяным контактом в незаглушенную скважину до кровли обрабатываемого пласта спускают гибкую трубу колтюбинговой установки, через которую последовательно закачивают метанол в объеме 1-2 м3 на 1 м обрабатываемого интервала и обратную газированную углеводородную кислотную эмульсию в объеме 2-3 м3 на 1 м обрабатываемого интервала, содержащую, масс. %: нефть 75-85, 18-20%-ный раствор соляной кислоты 3-4, неионогенное поверхностно-активное вещество - дисолван 0,5-1,5, вода остальное, продавливают эмульсию в пласт на глубину закольматированной зоны, включая трещины и поры горной породы призабойной зоны, но не более 1,5 м по радиусу, инертным газом - азотом, оставляют эмульсию на период ее реакции с кольматирующими частицами в интервале перфорации, в трещинах и порах горной породы призабойной зоны в течение 2-4 часов, после чего вызывают приток газа из пласта и вместе с газом удаляют отходы реакции на факел, затем скважину отрабатывают до вывода ее на проектный режим и вводят скважину в эксплуатацию. 3 пр.

Изобретение относится к нефтедобыче. Технический результат - снижение обводненности продукции скважины на 20-70% и увеличение дебита нефти в 1,5-2 раза. Способ обработки обводненной горизонтальной скважины, эксплуатирующей карбонатный трещинно-поровый коллектор, включает спуск колонны труб в скважину, закачку по колонне труб в пласт кислотных составов. До начала обработки проводят в скважине геофизические исследования, на основе их результатов ствол скважины условно разделяют на интервалы в зависимости от интенсивности притока и вида добываемого флюида. Спускают в обрабатываемый интервал компоновку с двумя пакерами на колонне труб. Проводят обработку интервалов с отсечением каждого обрабатываемого интервала компоновкой с двумя пакерами: первым обрабатывают интервал с интенсивным притоком воды закачиванием обратной водонефтяной эмульсии с расходом 6-12 м3/ч, вторым - интервал со смешанным притоком воды и нефти закачиванием обратной нефтекислотной эмульсии с расходом 24-36 м3/ч, третьим - нефтенасыщенный интервал закачиванием кислоты с расходом 54-66 м3/ч. 3 пр., 1 ил.
Наверх