Способ разработки обводненной нефтяной залежи



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

 


Владельцы патента RU 2603321:

Публичное акционерное общество "Оренбургнефть" (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи обводненного нефтяного пласта за счет доотмыва остаточной нефти. Способ разработки обводненной нефтяной залежи включает закачку в нефтяной пласт через нагнетательную скважину 10%-ного водного раствора смеси натриевых солей лигносульфоновых кислот, композиции из 10%-ного водного раствора щелочного стока производства капролактама, многокомпонентной смеси, включающей синтетические анионные, неионогенные поверхностно-активные вещества, оксиэтилированные алкоэфиры фосфорной кислоты, углеводородный растворитель, и алифатического или ароматического спирта, при следующем соотношении компонентов, мас.%: указанный водный раствор щелочного стока производства капролактама 99,3-99,7; указанная многокомпонентная смесь 0,25-0,45; алифатический или ароматический спирт 0,05-0,25. 3 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки обводненной нефтяной залежи.

Известен способ разработки обводненной нефтяной залежи (Патент на изобретение №2387814, Е21В 43/20, Е21В 43/22, от 22.12.2008 г.), включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, закачку водного раствора соли многовалентного металла, буферной оторочки и водного раствора щелочного стока производства капролактама (ЩСПК).

Недостатком данного способа является недостаточная технологическая эффективность и сложность технологического процесса выполнения.

Известен состав для добычи и транспорта нефти (Патент на изобретение №2176656, C09K 3/00, Е21В 37/06, от 05.01.2000 г.), содержащий многокомпонентную смесь синтетических анионных и неионогенных поверхностно-активных веществ, оксиэтилированных эфиров фосфорной кислоты и углеводородного растворителя и добавку алифатического или ароматического спирта или продукты их содержащие.

Недостатком данного состава для добычи нефти является недостаточная экономическая эффективность при большеобъемных обработках нефтяного пласта.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки обводненной нефтяной залежи (Патент на изобретение №2039224, Е21В 43/22, Е21В 33/138, от 15.07.1992 г.), включающий закачку в пласт через нагнетательную скважину водного раствора алюмохлорида, водного раствора щелочного стока производства капролактама и вытесняющего агента.

Недостатком данного способа является низкая глубина проникновения вследствие осадкообразования в призабойной зоне пласта и сложность осуществления технологического процесса, а также дороговизна раствора алюмохлорида.

Задачей изобретения является повышение нефтеотдачи обводненного нефтяного пласта за счет доотмыва остаточной нефти, закачкой через нагнетательные скважины растворов, которые понижают поверхностное натяжение воды, создают стойкие эмульсии и пены.

Техническая задача решается тем, что в нефтяной пласт через нагнетательную скважину закачивают водный раствор ЩСПК. В отличие от прототипа перед нагнетанием водного раствора ЩСПК в пласт, в качестве которого используют композицию из 10%-ного водного раствора ЩСПК, многокомпонентной смеси, включающей синтетические анионные, неионогенные поверхностно-активные вещества, оксиэтилированные алкоэфиры фосфорной кислоты, углеводородный растворитель, и алифатического или ароматического спирта, при следующем соотношении компонентов, мас. %:

указанный водный раствор щелочного стока производства капролактама 99,3-99,7
указанная многокомпонентная смесь 0,25-0,45
алифатический или ароматический спирт 0,05-0,25,

закачивают 10%-ный водный раствор смеси натриевых солей лигносульфоновых кислот (ЛСТА).

Указанная совокупность существенных признаков обеспечивает увеличение коэффициента вытеснения нефти, за счет предварительной закачки 10% раствора ЛСТА, который понижает поверхностное натяжение воды, создает стойкие эмульсии и пены.

Закачка композиции из 10%-ного водного раствора ЩСПК, многокомпонентной смеси, включающей синтетические анионные, неионогенные поверхностно-активные вещества, оксиэтилированные алкоэфиры фосфорной кислоты, углеводородный растворитель, и алифатического или ароматического спирта приводит к вытеснению нефти водой с образованием поверхностно-активных веществ (ПАВ), образующихся при взаимодействии щелочных компонентов с нефтью.

Сущность изобретения заключается в следующем.

В обводненный нефтяной пласт через нагнетательную скважину закачивают 10%-ный раствор ЛСТА, предварительно замешанный на пресной воде. ЛСТА представляет собой отход производства целлюлозы сульфатным способом и должен содержать не менее 30% основного вещества. Данный раствор хорошо подавляет центры адсорбции на породе продуктивного нефтяного пласта, что позволяет в дальнейшем более эффективно осуществить доотмыв с помощью композиций из 10%-ного раствора ЩСПК с многокомпонентной смесью и спиртом.

Затем закачивают композицию из 10%-ного ЩСПК, многокомпонентной смеси, включающей синтетические анионные, неионогенные поверхностно-активные вещества, оксиэтилированные алкоэфиры фосфорной кислоты, углеводородный растворитель, и алифатический или ароматический спирт, что приводит к значительному увеличению коэффициента вытеснения за счет образования ПАВ и углекислого газа, образующихся при взаимодействии щелочных реагентов с нефтью. Композицию предварительно готовят путем смешения с пресной водой. 10%-ный раствор ЩСПК, являясь натриевой солью органических жидких кислот, имеет низкое межфазное натяжение на границе с нефтью и в сочетании с многокомпонентной смесью, включающей синтетические анионные, неионогенные поверхностно-активные вещества, оксиэтилированные алкоэфиры фосфорной кислоты, углеводородный растворитель, и алифатическим или ароматическим спиртом улучшает отмыв и вытеснение нефти.

Эффективность данного изобретения была подтверждена лабораторными экспериментами.

Для проведения лабораторных испытаний на основании данных геолого-физических характеристик пластов, проведенных лабораторных анализов пластового флюида по определению кислотного числа, гидродинамических исследований скважин подобран подходящий объект для проведения работ по технологии щелочного заводнения - пласт Б2 Пронькинского месторождения, Оренбургской области. Кислотное число для Пронькинского месторождения - 2,7.

Моделирование процесса вытеснения нефти водой для Пронькинского месторождения осуществлялось на составной модели элемента пласта, смонтированной из 10 стандартных образцов керна, отобранных из пласта Б2 (Рис. 1).

Подготовка кернового материала, полнота вытеснения нефти водой определялась в лабораторных условиях в соответствии с требованиями ОСТ 39-195-86.

Характеристика пластовых флюидов (Рис. 2).

Величина коэффициента вытеснения нефти по модели пласта в целом для Пронькинского месторождения при базовом варианте разработки составила 0,56 д.ед.

После создания остаточной нефтенасыщенности в составной модели пласта Пронькинского месторождения, приступили к реализации заявленного способа разработки обводненной нефтяной залежи.

Эксперименты проводились по следующей схеме.

В керн производили закачку оторочки тщательно перемешанного раствора 10%-ного ЛСТА в объеме 0,3 Vпор. Затем в фильтрационную модель закачивали тщательно перемешанный раствор 10%-ного ЩСПК мас. долей 99,3-99,7 с многокомпонентной смесью, включающей синтетические анионные, неионогенные поверхностно-активные вещества, оксиэтилированные алкоэфиры фосфорной кислоты, углеводородный растворитель мас. долей 0,25-0,45, и алифатический или ароматический спирт мас. долей 0,05-0,25, в объеме 0,3 Vпор.

Эксперимент повторили, увеличивая концентрацию химических реагентов.

Как видно из таблицы результатов (Рис. 3), в предлагаемом способе повышение коэффициента вытеснения произошло на 0,133 д.ед., дальнейшее увеличение коэффициента вытеснения незначительно, в пределах погрешности.

Применение данного способа разработки нефтяной залежи высокоэффективно для обводненных нефтяных залежей с высоким кислотным числом.

Способ разработки обводненной нефтяной залежи, включающий закачку в нефтяной пласт через нагнетательную скважину водного раствора щелочного стока производства капролактама, отличающийся тем, что перед нагнетанием водного раствора щелочного стока производства капролактама в нефтяной пласт, в качестве которого используют композицию из 10%-ного водного раствора щелочного стока производства капролактама, многокомпонентной смеси, включающей синтетические анионные, неионогенные поверхностно-активные вещества, оксиэтилированные алкоэфиры фосфорной кислоты, углеводородный растворитель, и алифатического или ароматического спирта, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

указанный водный раствор щелочного стока
производства капролактама 99,3-99,7
указанная многокомпонентная смесь 0,25-0,45
алифатический или ароматический спирт 0,05-0,25,

дополнительно закачивают 10%-ный водный раствор смеси натриевых солей лигносульфоновых кислот.



 

Похожие патенты:

Использование: изобретение относится к способам ингибирования образования газовых гидратов в различных углеводородсодержащих жидкостях и газах, содержащих воду и гидратообразующие агенты, и может быть использовано в процессах добычи, переработки и транспортировки углеводородного сырья для предотвращения образования газовых гидратов.

Изобретение относится к нефтедобыче. Технический результат - увеличение эффективности и успешности проведения обработки призабойной зоны ОПЗ.

Изобретение относится к операциям обработки скважин с использованием реагентов. Композит для обработки скважин, содержащий реагент для обработки скважин и обожженный пористый оксид металла, где пористость и проницаемость обожженного пористого оксида металла является такой, что реагент для обработки скважин адсорбируется во внутрипоровых пространствах пористого оксида металла, и кроме того: площадь поверхности обожженного пористого оксида металла составляет от приблизительно 1 м2/г до приблизительно 10 м2/г, диаметр частиц 0,1 3 мм и объем пор указанного оксида металла от 0,01 до 0,10 см3/г.

Группа изобретений относится к тепловым способам извлечения углеводородов из подземных формаций. Технический результат - увеличение добычи продукции при таком же количестве вводимого пара, повышение тепловой эффективности, снижение поверхностного натяжения нефть-вода.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородных пластов сверхвязкой нефти. Технический результат - повышение коэффициента нефтеизвлечения неоднородных пластов сверхвязкой нефти.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины, добывающей вязкую нефтяную эмульсию. Способ эксплуатации скважины включает оборудование скважины колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) с штанговым глубинным насосом, фильтром, кабелем и капиллярным трубопроводом.

Настоящее изобретение относится к использованию неионогенного поверхностно-активного вещества - НПАВ, растворимого в диоксиде углерода, для интенсифицированной нефтедобычи.

Изобретение относится к области технологии нефтедобычи, в особенности к способу добычи нефти из подземных нефтяных месторождений. Согласно способу проходят по меньшей мере одну нагнетательную скважину и по меньшей мере одну эксплуатационную скважину.

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяного пласта. В способе разработки нефтяного пласта, включающем последовательную закачку в пласт через нагнетательную скважину оторочек водного раствора щелочи с НПАВ и водного раствора полимера с последующим заводнением и отбор нефти через добывающие скважины, в качестве НПАВ используют водорастворимый оксиэтилированный алкилфенол - ВОА, в качестве полимера - полиакриламид - ПАА, предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении закачки, рассчитывают максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну, определяют объемное соотношение закачки оторочек в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины, дополнительно уточняют минерализацию закачиваемой воды и при ее значении 0,15-45 г/л закачивают первую оторочку до увеличения давления закачки на 15-30% от первоначального давления закачки, в качестве первой оторочки используют смесь водного раствора щелочи с ВОА и ПАА при следующем содержании компонентов, мас.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородных слоистых коллекторов. Технический результат - повышение равномерности выработки запасов нефти, увеличение коэффициентов охвата и нефтеизвлечения слоистых нефтяных залежей.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано в процессах добычи, транспортировки и хранения нефти и нефтепродуктов. Состав для предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений, включающий блок-сополимер оксидов этилена и пропилена, поверхностно-активное вещество и растворитель, содержит дополнительно масло ПОД и в качестве растворителя углеводородный растворитель, получаемый при производстве синтетического каучука в виде пипериленовой фракции, при следующем соотношении компонентов, мас.%: блок-сополимер оксидов этилена и пропилена 20-70, масло ПОД 20-52, поверхностно-активное вещество 1-10, указанная пипериленовая фракция - остальное.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности для вскрытия пластов-коллекторов, содержащих нефть, газ или конденсат. Технический результат - повышение эффективности вскрытия продуктивных пластов в процессе бурения нефтяных и газовых скважин, сохранение фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород в терригенных и солевых отложениях в условиях воздействия высоких температур до 200°С.

Группа изобретений относится к кондиционированию грунта при работе туннелепроходческих механизированных комплексов ТПМК в забое, консолидации и стабилизации плывунных водонасыщенных грунтов.

В настоящем изобретении предложены модифицированные проппанты и способы их получения. Модифицированный проппант, содержащий субстрат частицы проппанта и гидрогелевое покрытие, где указанное покрытие содержит образующий гидрогель полимер, имеет толщину от 0,01% до 20% среднего диаметра указанного субстрата, образующий гидрогель полимер набухает при контакте с жидкостью на водной основе с образованием гидрогелевого покрытия вокруг субстрата частицы проппанта, после гидратации и набухания указанное покрытие имеет толщину от 10% до 1000% среднего диаметра частиц субстрата проппанта, указанный образующий гидрогель полимер поперечно сшит с обеспечением при этом повышения свойств полимера к водопоглощению и набуханию.
Настоящее изобретение относится к схватываемой композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости, содержащей гидравлический цемент, цементную пыль, воду, добавку, замедляющую схватывание, и ускоритель схватывания цемента; при этом схватываемая композиция свободна от микросфер и сохраняет удобное для перекачивания насосом текучее состояние в течение, по меньшей мере, около одного дня; при этом ускоритель схватывания цемента присутствует в составе схватываемой композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости в количестве от примерно 0,1 до примерно 4 вес.%, причем ускоритель схватывания цемента содержит по меньшей мере две добавки, выбранные из группы, в которую входят хлорид кальция, формиат цинка и ацетат кальция.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в скважину с использованием жидкого стекла, и может быть использовано для изоляции краевой или нагнетаемой системой поддержания пластового давления воды, а также ликвидации конуса обводнения.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности воздействия на пласт путем значительного снижения скорости реакции кислотного состава с породой пласта, увеличение охвата пласта обработкой, увеличение текущей нефтеотдачи пласта, исключение загрязнения призабойной зоны пласта.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к области в условиях соленосных отложений с присутствием сероводорода, а именно к сероводородостойким тампонажным растворам, используемым для крепления обсадных колонн, установки отсекающих мостов и создании флюидоупорных изоляционных покрышек.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности при глушении нефтяных и газовых скважин. Технический результат изобретения заключается в разработке вязкоупругого состава для глушения нефтяных и газовых скважин, обеспечивающего сохранение фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов, который способствует повышению эффективности глушения нефтяных и газовых скважин.

Изобретение относится к созданию термостойких газогенерирующих кислотообразующих высокопрочных топлив для скважинных аппаратов различного механизма действия: пороховых аккумуляторов давления скважинных, пороховых генераторов давления, пулевых и кумулятивных перфораторов и др. для термобарического и химического воздействия на призабойную зону с целью повышения продуктивности нефтяных скважин. Термостойкое газогенерирующее кислотообразующее топливо для скважинных аппаратов включает окислитель - перхлорат аммония или перхлорат калия, или смесь перхлората аммония с перхлоратом калия, горючее связующее - соединение, имеющее в своей цепи α-окисный цикл - продукт взаимодействия эпихлоргидрина с дифенилолпропаном, или продукт взаимодействия эпихлоргидрина с олигодиеном, или продукт взаимодействия эпихлоригидрина с диэтиленгликолем или триэтиленгликолем, или их смесь, а также отверждающий агент - соединение аминного типа. Топливо может также содержать дибутилфталат, ди-(2-этилгексил)-себацинат, ди-(2-этилгексил)-фталат или пластификатор ЭДОС; алюминий; хлористый аммоний; соединение, содержащее в составе молекулы атом фтора, например политетрафторэтилен, политрифторхлорэтилен или литий фтористый; технический углерод; в качестве технологической добавки, например, эмульгатор марки N-23 или 1,2-диалкилглицерохолил-фосфат; оксид кремния; пигмент или краситель. Изобретение направлено на создание термостойкого газогенерирующего кислотообразующего высокопрочного топлива с повышенным уровнем прочности и термостойкости, повышенным содержанием кислотообразующих соединений - хлористого и фтористого водорода в продуктах сгорания. 12 з.п. ф-лы, 2 табл., 23 пр.
Наверх