Способ разработки и повышения нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов


 


Владельцы патента RU 2536070:

Газизов Альберт Робертович (RU)
Апасов Тимергалей Кабирович (RU)

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке и повышении нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов заводнением. В способе разработки и повышения нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов, включающем заводнение с циклической закачкой в пласт сшитой щелочной полимерной глинисто-кварцевой композиции, где в качестве полимерной основы используют сшитый ацетатом хрома водный полимерный раствор, вначале осуществляют закачку водного раствора гидролизованного полиакриламида-ПАА и сшивателя - ацетата хрома, продавку его водой и затем закачку водной суспензии смеси модифицированного бентонитового глинопорошка и кварцевого песка с продавкой ее водой, указанный водный раствор дополнительно содержит кальцинированную соду при следующей концентрации в нем компонентов, мас. %: гидролизованный ПАА 0,01-0,30, ацетат хрома 0,1-0,6, кальцинированная сода 0,05-0,1, соотношение в смеси модифицированного бентонитового порошка и кварцевого песка. Технический результат - повышение нефтеотдачи неоднородных и заводненных пластов на поздней стадии разработки, снижение обводненности продукции. 1 пр., 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке и повышении нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов заводнением за счет циклической закачки в пласт сшитой щелочной полимерной глинисто-кварцевой системы, блокирующей высокопроницаемые интервалы и трещины, служащей эффективным вытесняющим агентом остаточной нефти из промытой части пласта.

Известен способ разработки нефтяной залежи с высокотемпературным пластом, включающий закачку в пласт смеси растворов хлористого алюминия и тринатрийфосфата с последующим продавливанием в пласт раствором поверхностно-активного вещества (патент РФ 2094599, МКИ 6 E21B 43/20, 1996 г.).

Недостатком данного способа является низкая глубина проникновения образующегося осадка в пласт и сложность осуществления технологического процесса.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку в пласт водной суспензии на основе полиакриламида, бентонитовой глины и соединения хрома и водной суспензии на основе древесной муки, конденсированной сульфит-спиртовой барды и бихромата калия (см. патент РФ №2205946, E21B 43/22, 2003). Способ обеспечивает выравнивание профиля приемистости и увеличение охвата пласта заводнением за счет кольматации высокопроницаемых обводненных зон пласта.

Недостатками способа являются низкая эффективность при использовании на месторождениях с зональной неоднородностью, что обусловлено малой глубиной фильтрации дисперсных частиц в объеме пласта, и ограниченная продолжительность технологического эффекта. Недостатками способа являются также кольматация отдельных интервалов пласта в результате закачки древесной муки и блокирование запасов нефти в низкопроницаемых интервалах.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является способ повышения нефтеотдачи трещиноватых и пористых пластов с искусственно созданными трещинами после гидравлического разрыва пласта (патент RU №2398102, МПК E21B 43/22), включающий закачку водного раствора полиакриламида со сшивателем - соединением хрома, с использованием добавки бентонитового глинопорошка и кварцевого песка. В смеси используют бентонитовый глинопорошок, модифицированный в смеси с кварцевым песком, осуществляют вначале закачку водного раствора, содержащего 0,01-0,30 мас. % частично гидролизованного полиакриламида и 0,1-0,6 мас. % сшивателя - хромсодержащего соединения, продавку водой, затем - закачку водного раствора полиакриламида с вязкостью на 10% большей вязкости пластовой воды, в котором суспендировано 3-10 мас. % смеси модифицированного бентонитового глинопорошка и кварцевого песка с начальным их соотношением 10:1 при последующем увеличении концентрации песка до соотношения 1:2.

Существенным недостатком известного способа является то, что при взаимодействии водного раствора ПАА с бентонитовым глинопорошком и кварцевым песком на водной основе происходит быстрое осаждение глины и песка вблизи забоя нагнетательной скважины, рост давления закачки; в высокоминерализованных пластовых водах объем тампонирующей массы заметно снижается; способ работает только на блокировку высокопроницаемых интервалов и трещин. Полученная сшитая полимер-глинисто-кварцевая система не обладает достаточной подвижностью и, соответственно, не может служить эффективным вытесняющим агентом остаточной нефти из промытой части пласта.

Основная задача предлагаемого изобретения состоит в повышении нефтеотдачи в обводненных и неоднородных пластах, находящихся на поздней стадии разработки, со снижением обводненности добываемой продукции за счет вытеснения остаточной нефти и глубины воздействия щелочной полимерной глинисто-кварцевой системой.

Поставленная задача решается тем, что в способе разработки и повышения нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов, включающим заводнение с циклической закачкой в пласт сшитой щелочной полимерной глинисто-кварцевой композиции, где в качестве полимерной основы используют сшитый ацетатом хрома водный полимерный раствор, в начале осуществляют закачку водного раствора гидролизованного полиакриламида - ПАА и сшивателя - ацетата хрома, продавку его водой и затем закачку водной суспензии смеси модифицированного бентонитового глинопорошка и кварцевого песка с продавкой ее водой, особенностью является то, что указанный водный раствор дополнительно содержит кальцинированную соду при следующей концентрации в нем компонентов, масс. %: гидролизованный ПАА 0,01-0,30, ацетат хрома 0,1-0,6, кальцинированная сода 0,05-0,1, соотношение в смеси модифицированного бентонитового порошка и кварцевого песка составляет 10:3, а суспензия содержит 3-10 масс. % указанной смеси.

Способ используют при проведении работ на нагнетательных скважинах с целью комплексного воздействия на пласт, включающего выравнивание профиля приемистости скважины, перераспределения фильтрационных потоков и увеличения охвата пласта заводнением.

Сущность предлагаемого способа разработки и повышения нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов заключается в том, что в качестве закачиваемой полимерной суспензии используется сшитый полимерный раствор с шелочью, где в качестве щелочи используется кальцинированная сода с концентрацией в растворе с диапазоном 0,05-0,1% масс., в качестве сшивателя используются хромсодержащие соединения 0,1-0,6% масс., с последующей закачкой водной смеси бентонитового глинопорошка и кварцевого песка. В процессе закачки поступающие в пласт частицы глинистой суспензии и кварцевого песка начинают взаимодействовать с водной композицией сшитого полиакриламида и щелочи (кальцинированной соды или едкого натра), в результате происходит разбухание бентонитового глинопорошка с кварцевым песком, с переходом во взвешенное состояние. Одновременно идет процесс флокуляции сшитой щелочной полимерной глинисто-кварцевой системы (ЩПГКС) в высокопроницаемых зонах пласта, увеличение фильтрационного сопротивления флокулянта приводит к перераспределению фильтрационных потоков. Это позволяет закачивать большие объемы раствора щелочной полимерной и глинисто-кварцевой системы, увеличивая глубину обработки пласта. Последующее нагнетание вытесняющего агента (воды) способствует извлечению остаточной нефти и из низкопроницаемых неохваченных вытеснением зон пласта.

В целом в результате воздействия на пласт при использовании предложенного способа происходит блокирование прорывов воды, перераспределение фильтрационных потоков и снижение обводненности добываемой продукции. Предложенный способ повышения нефтеотдачи более надежен по сравнению с прототипом, используемые материалы просты в приготовлении, являются доступными, недорогими, выпускаются отечественной промышленностью в достаточном количестве. В качестве сшивающего агента, вводимого в ЩПГКС, используют хромокалиевые квасцы по ГОСТ 4162-79, ацетат хрома по ТУ 6-09-5380-88, бихромат калия по ГОСТ 2652-78, бихромат натрия по ГОСТ 2651-88 с концентрацией от 0,1% до 0,6%. Используется едкий натр или кальцинированная сода, карбонат натрия (Na2CO3), плотностью 2.589 г/см3, хорошо растворяющаяся в воде, создающая сильнощелочную среду. В качестве глинопорошка используется модифицированный бентонитовый глинопорошок марки ПМБА, ПБМБ по ТУ 2164-006-41219638-2005. Полиакриламиды марки PDA, Р-1020, DKS, Accatrol, «Сайдрил», специально приготовленный кварцевый песок. В качестве щелочи - кальцинированная сода.

Количество частично гидролизованного полиакриламида, глинистой суспензии, кварцевого песка и сшивающего агента берут в зависимости от удельной приемистости скважин и толщины пласта. Путем подбора концентраций реагентов можно регулировать время гелеобразования и проводить перераспределение потоков в любой зоне неоднородного пласта. В качестве глинопорошка используется модифицированный бентонитовый глинопорошок марки ПМБА. Перед проведением закачки проверяется скважина на трех режимах с построением индикаторной кривой для оценки характера промытых зон и трещин. Объем, концентрация компонентов и темп закачки выбирается в зависимости от проведенных исследований.

На фиг. 1. представлена схема закачки реагентов способа разработки и повышения нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов, состоящая из 1 - нагнетательной скважины, 2 - насосного агрегата, 3 - эжекторного устройства, 4 сухого ПАА, 5 - глинопорошка с кварцевым песком, 6 - сшивателя, ацетата хрома, 7 - щелочи (кальцинированной соды), 8 - задвижки технологической для регулирования подачи воды с водовода, 9 - расходомера воды.

Способ осуществляется следующим образом. В пласт, разрабатываемый путем заводнения, с помощью насосного агрегата 2 закачивают смесь полиакриламида с концентрацией 0,01-0,30% - 0,1-0,6% раствора соединения хрома, кальцинированную соду с концентрацией 0,05-0,1% при давлении нагнетания закачиваемой в пласт воды. Закачку производят путем дозирования сухой смеси расчетного количества полиакриламида 4 и щелочи 7 в заданном соотношении через эжектор 3 в раствор воды с водовода. Суспензию продавливают в пласт буферным объемом воды через задвижку 8 и расходомер 9 с водовода в количестве не менее 10-14 м3. Затем через эжектор в сухом виде закачивают суспензию модифицированного бентонитового глинопорошка с кварцевым песком с концентрацией 3-10%, с начальным их соотношением 10:1, при давлении нагнетания в 10-40% выше давления нагнетания закачиваемой в пласт воды. Суспензию продавливают в пласт буферным объемом воды через задвижку 8 и расходомер 9 с водовода, в количестве не менее 10-14 м3. Далее цикл закачки реагентов повторяется до снижения приемистости скважины на величину не более чем 50% при последующем увеличении концентрации песка до соотношения 1:2.

Предлагаются примеры на скважинах реализации способа разработки и повышения нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов.

Пример 1. Продуктивный пласт группы ЮВ1 нефтяного Хохряковского месторождения в Нижневартовском районе выраженной зональной и послойной неоднородностью. Пласт со стороны добывающих скважин характеризуется значительной выработкой запасов. Нефтяной пласт разрабатывается с помощью заводнения. Средняя приемистость нагнетательной скважины составляет 250 м3/сут. По отдельным нагнетательным скважинам приемистость более 350 м3/сут. В нагнетательную скважину с приемистостью 350 м3/сут при давлении нагнетания 130 атм с помощью насосного агрегата закачали 4%-ную суспензию модифицированного бентонитового глинопорошка марки ПБМА в 0,06%-ном водном растворе полиакриламида марки PDA. Приготовили 50 м3 водного раствора ПАА (200 кг) с добавкой щелочного агента (300 кг) и закачали приготовленный раствор ПАА с добавками в скважину, разбавляя технической водой из расчета 1 часть раствора к 5 частям технической воды. Продавили раствор полимерной композиции в пласт закачкой воды из водовода не менее 10 м3. Закачали в скважину 300 м3 глинистого раствора (8 т бентонитовой глины). Продавили состав в пласт водой не менее 10 м3. Циклы повторили 2 раза, в перерывах между циклами запускали скважину в работу на 5 часов. После закачки полимердисперсной системы приемистость скважины снизилась до 200 м3/сут при давлении 13 МПа, по истечении 6 месяцев после обработки скважины накопленная дополнительная добыча нефти по добывающим скважинам составила 3100 тонн. В добывающих скважинах установлено снижение обводненности добываемой продукции на 2-3% и увеличение дебитов по нефти.

Способ может быть использован при разработке залежей с различными коллекторскими свойствами, включая пласты с трещиноватыми, трещиновато-пористыми и пористыми коллекторами, обеспечивает в них повышение нефтеотдачи за счет закачки в нагнетательные скважины сшитой щелочной полимерной глинисто-кварцевой системы.

Способ разработки и повышения нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов, включающий заводнение с циклической закачкой в пласт сшитой щелочной полимерной глинисто-кварцевой композиции, где в качестве полимерной основы используют сшитый ацетатом хрома водный полимерный раствор, в начале осуществляют закачку водного раствора гидролизованного полиакриламида - ПАА и сшивателя - ацетата хрома, продавку его водой и затем закачку водной суспензии смеси модифицированного бентонитового глинопорошка и кварцевого песка с продавкой ее водой, отличающийся тем, что указанный водный раствор дополнительно содержит кальцинированную соду при следующей концентрации в нем компонентов, масс. %: гидролизованный ПАА 0,01-0,30, ацетат хрома 0,1-0,6, кальцинированная сода 0,05-0,1, соотношение в смеси модифицированного бентонитового порошка и кварцевого песка составляет 10:3, а суспензия содержит 3-10 масс. % указанной смеси.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности кислотной обработки карбонатного пласта.
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам разработки нефтяных залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти с использованием тепловых методов воздействия на залежь.

Изобретение относится к нефтеперерабатывающей промышленности. Технический результат - повышение степени извлечения вязкой нефти.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам обработки нефтяного пласта в скважинах с низкопроницаемыми терригенными коллекторами.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам восстановления ухудшенных при строительстве скважины естественных фильтрационных свойств коллектора.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в нефтяные и газовые скважины и выравнивания профиля приемистости.

Изобретение относится к нефтедобыче. Технический результат - снижение обводненности продукции скважины на 20-70% и увеличение дебита нефти в 1,5-2 раза.
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.

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.

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.

Изобретение относится к эмульгаторам для буровых растворов. Предложено полиамидное соединение формулы (А), где a является целым числом от 1-5, b и c являются каждый независимо выбранными из целых чисел от 0 до 10, при условии, что b и c не могут оба быть 0 одновременно, d является целым числом от 0 до 10, е является целым числом от 1-5, Y выбирают из H, X, -C(O)R1 или -C(O)R2 и Z выбирают из -C(O)R1 или X, где R1 и R2 являются линейными или разветвленными, насыщенными или ненасыщенными гидрокарбильными группами, имеющими от 7 до 30 атомов углерода, и X является карбонильной группой, полученной из карбоновой кислоты.
Изобретение относится к технологиям подземной газификации угольных пластов посредством преобразования угля на месте его залегания в горючий газ, который в качестве топлива может использоваться в энергоустановках разного типа.

Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к тампонажным растворам для ограничения водопритока. Расширяющийся тампонажный раствор содержит жидкость затворения - воду, и основу, состоящую из портландцемента тампонажного, гидроксиэтилцеллюлозы, пластификатора FOX-8H, силиконового пеногасителя Sik, хлорида кальция и расширяющей добавки - продукта совместного помола гипса, негашеной извести, порошка магнезитового каустического и глиноземистого цемента среднего химического состава, мас.%: СаО - 42-47; MgO - 11…13; СаSО4 - 23-28; mСаО·nАl2О3 - 14-17; Fе2О3 - 0-0,5; прочие примеси - 0-4,5 при следующем соотношении используемых ингредиентов, мас.%: портландцемент тампонажный - 91,6-94,2; гидроксиэтилцеллюлоза - 0,1-0,25; пластификатор FOX-8H - 0,05-0,1; силиконовый пеногаситель Sik - 0,1-0,23; хлорид кальция - 2,3-3,1; расширяющая добавка - 3,0-5,0.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - обеспечение высоких флоккулирующих и ингибирующих свойств раствора для удаления шлама при очистке, высокой термостойкости бурового раствора при низкой химической агрессии к окружающей среде при вскрытии пластов с аномально высоким пластовым давлением и практически нулевой фильтрацией водной фазы.

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.
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам разработки нефтяных залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти с использованием тепловых методов воздействия на залежь.

Изобретение относится к процессу для закупоривания подземных формаций в добыче нефти и/или газа. Первый этап включает введение абсорбирующих воду частиц в содержащие жидкость и пористые горные породы.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к реагентам эмульгаторам буровых растворов на углеводородной основе. Технический результат - обеспечение длительной электростабильности эмульгатора.
Изобретение относится к буровым и технологическим жидкостям на водной основе и может найти применение при бурении, заканчивании, освоении и капитальном ремонте скважин в продуктивных отложениях с терригенными коллекторами.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам ограничения водопритока в добывающих и выравниванию профиля приемистости в нагнетательных нефтяных скважинах. Способ селективной изоляции обводненных интервалов нефтяного пласта включает закачку в пласт гелеобразующего состава, продавливание указанного состава в пласт и технологическую паузу. При этом в указанный состав добавляют 5-20 мас.% метасиликата натрия и в качестве инициатора процесса гелеобразования 3-9 мас.% хромокалиевых квасцов, вода - остальное. После закачки водоизоляционной композиции спустя 3-4 часа осуществляют прокачку раствора щелочи для восстановления проницаемости нефтенасыщенных интервалов. Затем выдерживают технологическую паузу продолжительностью 12-18 часов, после чего скважину запускают в работу. Техническим результатом является снижение добычи попутнодобываемой воды за счет отключения высокообводненных пластов в добывающих скважинах, либо повышении коэффициента нефтеотдачи за счет роста коэффициента охвата пласта заводнением и подключение нефтенасыщенных низкопроницаемых пропластков благодаря перераспределению потоков нагнетаемой воды при обработке нагнетательных скважин. 1 пр., 1 табл.
Наверх