Способ разработки участка нефтяной залежи на поздней стадии эксплуатации нефтегазового месторождения

Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано для разработки участка нефтяной залежи на поздней стадии эксплуатации нефтегазового месторождения. В способе разработки участка нефтяной залежи заводнением, включающем закачку в пласт через нагнетательную скважину гелеобразующего состава - ГОС и продавочной жидкости в циклическом режиме, осуществляют циклическую закачку ГОС с продавочной жидкостью в пласт до увеличения на устье скважины конечного давления на 0,5-2,0 МПа ниже пластового давления, затем после выдержки скважины для гелеобразования закачивают водонефтяную эмульсию с содержанием органической дисперсной фазы 0,1-0,5% до давления на 0,5-2,0 МПа выше пластового давления. Технический результат - обеспечение повышения нефтеотдачи пласта, селективносиь нефтевытеснения, возможности визуального контроля проведения работ. 3 пр.

 

Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано для разработки участка нефтяной залежи на поздней стадии эксплуатации нефтегазового месторождения.

Известен способ разработки участка нефтяной залежи, включающий формирование потокоотклоняющего экрана из гелей на достаточную глубину за счет порционной (циклической) закачки в пласт через нагнетательную скважину гелеобразующих составов (ГОС) с различными реологическими характеристиками, дисперсий кольматирующих составов (КС) с различными размерами частиц дисперсной фазы и продавочной жидкости, например воды, при этом время начала гелеобразования первой (предыдущей) порции ГОС устанавливают большим или равным суммарному времени закачки всех последующих порций ГОС, КС и порций продавочной жидкости (пат. RU 2131022, кл. Е21В 43/22, оп. 27.05.1999).

В данном способе, учитывая неоднородность пласта, закачка полимерной композиции в пласт происходит не общим фронтом, а по наиболее проницаемым участкам. Сорбционная способность компонента ГОС - полиакриламида составляет 0,5 мг/г породы терригенного коллектора, поэтому потери, при глубоком продавливании в пласт, составят до 70% композиции полимера, на что указывает полное отсутствие изменения приемистости скважины, свидетельствующее о снижении эффективности нефтеотдачи. Кроме того, в способе остановка на гелеобразование осуществляется в течение 19-24 часов каждого цикла, что снижает скорость проведения технологической операции. Недостатком способа является также осуществление технологического контроля только через несколько суток по конечной приемистости скважины.

Задачей предлагаемого изобретения является создание способа разработки нефтяной залежи на поздней стадии эксплуатации нефтегазового месторождения, обеспечивающего повышение нефтеотдачи пласта (ПНП), технологичности, селективности нефтевытеснения, а также возможность визуального контроля проведения работ.

Для этого в способе разработки участка нефтяной залежи заводнением, включающем закачку в пласт через нагнетательную скважину гелеобразующего состава (ГОС) и продавочной жидкости в циклическом режиме, согласно изобретению осуществляют циклическую закачку ГОС с продавочной жидкостью в пласт до увеличения на устье скважины конечного давления на 0,5-2,0 МПа ниже пластового давления, затем после выдержки скважины для гелеобразования закачивают водонефтяную эмульсию с содержанием органической дисперсной фазы 0,1-0,5% до давления на 0,5-2,0 МПа выше пластового давления.

Способ осуществляют следующим образом. Закачку гелеобразующего состава - полимерной экранирующей оторочки проводят в несколько циклов (оптимально 3 цикла), с продавкой водой каждой оторочки в пласт и технологическим отстоем 10-60 минут для снятия реологического напряжения и достижения максимального динамического сопротивления, способствующего лучшему перераспределению следующей оторочки ГОС. Рост давления на устье скважины характеризует формирование потокоотклоняющего экрана и позволяет определить необходимый объем ГОС для достижения конечного давления данной стадии на 0,5-2 МПа ниже пластового давления по манометру, что позволяет воспроизводить технологический процесс от скважинообработки к скважинообработке. Закачка ГОС не преследует цели оптимального выравнивания профиля приемистости и полную изоляцию водонасыщенных зон, цель - блокирование наиболее водопроницаемых зон в призабойной зоне скважины - ПЗС. Зачем скважина останавливается на технологическую остановку для гелеобразования - 48 часов. Затраченный объем ГОС при формировании экрана при циклической закачке в 3-5 раз меньше, чем объем используемый в технологиях сшитых полимерных систем. Состав ГОС - полиакриламид, ацетат хрома, техническая вода.

После завершения технологической остановки закачивается подобранная для коллектора данного месторождения водонефтяная эмульсия с содержанием органической дисперсной фазы 0,1-0,5%, оптимизирующая процесс нефтевытеснения. Состав водонефтяной эмульсии: органическая фаза - нефть месторождения 1-5 кг (1,2-6 литров), вода пластовая - 1 м3. Водонефтяная эмульсия имеет худшую фильтрацию при закачке в пласт, в разы, чем нефть. Пластовая вода должна иметь плотность >1,040, при необходимости плотность регулируется добавлением CaCI2. Объем закачиваемой водонефтяной эмульсии определяется по росту давления на устье, до достижения допустимого давления по технологическому плану, что обычно составляет 5-50 м3, в зависимости от мощности пласта, что является достаточным для полного перекрытия водопроницаемых участков. Происходит селективное перераспределение фильтрационных потоков в нефтенасыщенные участки. Изменение градиента давления, создаваемое закачиваемой водой, лимитировано вязкостными и фильтрационными свойствами нефти в нефтенасыщенных участках, не охваченных заводнением. Остаточный фактор сопротивления нефти всегда будет в несколько раз ниже, чем остаточный фактор созданных потокоотклоняющих экранов. Приемистость по воде уменьшается в 3-5 раз. Закачиваемые оторочки водонефтяной эмульсии, учитывая физико-химические свойства добываемой нефти, оптимально изолируют водопроницаемые участки, селективно направляют фильтрационные потоки в нефтенасыщенные участки, что приводит к самопроизвольному генезису эмульсионнонефтяного вала, способствующего увеличению охвата пласта заводнением и вовлечением в фильтрационный процесс участков с не дренируемыми запасами нефти.

Пример 1. Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина залегания (XVI горизонт, нефтегазовое месторождение Узень, скв. №4546) - 1146 м, мощность пластов 20 м, пластовое давление 9,7 МПа, пластовая температура 64°С, пористость 23,5%, проницаемость 174 мД, плотность нефти в поверхностных условиях 0,855 г/см3, вязкость нефти в поверхностных условиях 3,49 мПа·с, начальная приемистость 352 м3/сут. Промысловый участок: одна нагнетательная скважина и шесть реагирующих добывающих скважин. Давление на устье скважины перед началом закачки 6,8 МПа.

Закачивается в нагнетательную скважину 150 м3 гелеобразующего состава - ГОС со сшивателем - раствором ацетата хрома АХ в 3 цикла в следующей последовательности:

а) 50 м3 композиции, в том числе 0,4% пульпа 4,0 кг/м3 (расход полиакриламида - ПАА - 200 кг) и 0,04% раствор ацетата хрома - АХ в пульпе ПАА - 2,67 л/ м3 (расход АХ - 40 кг (45%) или 133,3 л (15%)). Продавили композицию в пласт технической водой в объеме 10 м3, после чего - технологический отстой - 1 час. Давление на устье скважины - 7,5 МПа;

б) 50 м3 композиции, в том числе: 0,4% пульпа 4,0 кг/м3 (расход ПАА - 200 кг) и 0,04% раствор АХ в пульпе ПАА - 2,67 л/ м3 (расход АХ - 40 кг (45%) или 133,3 л (15%)). Продавили композицию в пласт технической водой в объеме 10 м3, затем технологический отстой - 1 час. Давление на устье скважины - 8,5 МПа;

в) 50 м3 композиции, в том числе: 0,4% пульпа 4,0 кг/м3 (расход ПАА - 200 кг) и 0,04% раствор АХ в пульпе ПАА 2,67 л/ м3 (расход АХ-40 кг (45%) или 133,3 л (15%)). Продавили композицию в пласт технической водой в объеме 10 м3 и затем технологический отстой 48 часов для гелеобразования. Конечное давление на устье скважины - 8,7 МПа. Затем закачали 0,5% водонефтяную эмульсию, следующего состава: нефть 5 кг (6 литров), вода пластовая - 1 м3.

Объем закачки лимитируется ростом давления на устье до допустимого, что обычно составляет 5-50 м3. Закачено 27 м3 водонефтяной эмульсии, давление на устье составило 11,7 МПа, осуществлена продавка водой - 5 м3, приемистость составила 82 м3/сут.

Скважина подключена к системе поддержания пластового давления (ППД). Приемистость составила 110 м3/сут. Дополнительная добыча нефти за два месяца составила 1585 тонн.

Пример 2. Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина залегания (XVIIгоризонт, нефтегазовое месторождение Узень, скв. №8760) -1144 м, мощность пластов 39-50 м, пластовое давление 12,05 МПа, пластовая температура 65-68°С, пористость 22,6%, проницаемость 289 мД, плотность нефти в поверхностных условиях 0,854 г/см3, вязкость нефти в поверхностных условиях 3,89 мПа·с, начальная приемистость 482,2 м3/сут. Промысловый участок: одна нагнетательная скважина и семь добывающих реагирующих скважин. Закачка аналогично примеру 1. Начальное давление закачки 8,7 МПа, после закачки ГОС - 11,2 МПа, после закачки водонефтяной эмульсии - 12,5 МПа. Дополнительная добыча нефти за два месяца составила 907 тонн.

Пример 3. Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина залегания (XIIIгоризонт, месторождение Узень, скв. №7013) -1142 м, мощность пластов 40-56 м, пластовое давление - 9,26 МПа, пластовая температура 57°С, пористость 27%, проницаемость 508 мД, плотность нефти в поверхностных условиях 0,859 г/см3, вязкость нефти в поверхностных условиях 4,24 мПа·с, начальная приемистость 1784 м3/сут. Давление на устье скважины перед закачкой ГОС - 3,7 МПа. Промысловый участок: одна нагнетательная скважина и пять добывающих реагирующих скважин. Закачивается 90 м3 полимерной пульпы со сшивателем в 3 цикла + состав древесной муки в объеме V-300 м3 в следующей последовательности:

а) 30 м3 композиции, в том числе: 0,4% пульпа 4,0 кг/м3 (расход ПАА 120 кг) и 0,04% раствор АХ в пульпе ПАА 2,67 л/м3 (расход АХ-24 кг (45%) или 80,0 л (15%)). Продавили композицию в пласт технической водой в объеме 10 м3 и затем технологический отстой - 1 час. Давление на устье скважины 4,2 МПа;

б) 30 м3 композиции, в том числе: 0,4% пульпа 4,0 кг/м3 (расход ПАА 120 кг) и 0,04% раствор АХ в пульпе ПАА 2,67 л/ м3 (расход АХ-24 кг (45%) или 80,0 л (15%)). Продавили композицию в пласт технической водой в объеме 10 м3 и технологический отстой 1 час. Давление на устье скважины - 5,8 МПа;

в) 30 м3 композиции, в том числе: 0,4% пульпа 4,0 кг/м3 (расход ПАА 120 кг) и 0,04% раствор АХ в пульпе ПАА 2,67 л/м3 (расход АХ-24 кг (45%) или 80,0 л (15%)). Продавили композицию в пласт технической водой в объеме 10 м3. Давление на устье скважины 7,3 МПа. Технологический отстой для гелеобразования 48 часов.

Приготовили и закачали водонефтяную эмульсию с содержанием органической дисперсной фазы 0,1% в объеме 40 м3. Продавили технической водой в объеме 10 м3. Приемистость 162 м3/сут. Давление на устье скважины - 9,8 МПа. Дополнительная добыча нефти за два месяца составила 2580,13 тонн.

Проведены 10 технологических закачек по предлагаемой технологии на месторождении Узень Мангыстауской области, эффективность 100%, дополнительная добыча за два месяца составила 10700 тонн. Для сравнения: 35 участков, на которых была реализована традиционная технология СПС, показали аналогичный результат по эффективности за пять месяцев.

Способ разработки участка нефтяной залежи заводнением, включающий закачку в пласт через нагнетательную скважину гелеобразующего состава - ГОС и продавочной жидкости в циклическом режиме, отличающийся тем, что осуществляют циклическую закачку ГОС с продавочной жидкостью в пласт до увеличения на устье скважины конечного давления на 0,5-2,0 МПа ниже пластового давления, затем после выдержки скважины для гелеобразования закачивают водонефтяную эмульсию с содержанием органической дисперсной фазы 0,1-0,5% до давления на 0,5-2,0 МПа выше пластового давления.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Способ обработки нефтяного пласта включает многоцикловую обработку пласта газообразующим агентом путем закачивания в пласт в каждый из циклов водного раствора газообразующего агента с последующим продавливанием его и образующегося газа в глубину пласта потоком воды и последующее вибросейсмическое воздействие.

Группа изобретений относится к скважинным жидкостям. Технический результат – повышение вязкости скважинной жидкости.

Настоящее изобретение относится к высококонцентрированным безводным аминным солям углеводородполиалкоксисульфатов, причем эти соли выбраны из группы замещенных аминов, предпочтительно - алканоламинов.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, и направлено на увеличение нефтеотдачи месторождений с карбонатными и терригенными коллекторами с повышенным содержанием карбонатов.
Изобретение относится к способу извлечения битума из битуминозных песков. Способ извлечения битума включает стадию обработки битуминозных песков с помощью простого эфирамина гликоля, где обработка предназначена для битуминозных песков, извлеченных с помощью добычи на поверхности или добычи in situ, причем простой эфирамин гликоля имеет следующую структурную формулу: R-(OC2H4)x-NH2 или R-(OCH2CH(CH3))y-NH2, где R представляет собой С1-C6 алкильную или фенильную группу и x и y независимо равны 1-3.

Изобретение относится к композиции на основе поверхностно-активных веществ - ПАВ, ее получению и ее использованию при добыче нефти третичными методами. Композиция на основе ПАВ включает катионное ПАВ и анионо-неионогенное ПАВ и обладает значительно повышенной активностью на поверхности раздела фаз и стабильностью по сравнению с известными композициями.

Группа изобретений относится к обработке скважин. Технический результат - подавление набухания и/или миграции компонентов пласта, стабильность, управляемые свойства и безопасность жидкости для обработки скважин.

Изобретение относится к способу добычи и отделения нефти. Способ добычи нефти, в котором пропускают минерализованную исходную воду, имеющую общее содержание растворенных твердых веществ («TDS») больше, чем 5000 ч/млн, через ионный фильтр для образования обработанной воды, имеющей пониженную степень минерализации по сравнению с исходной водой, при этом часть исходной воды не проходит через ионный фильтр с образованием ретентата, имеющего повышенную степень минерализации по сравнению с исходной водой, используют по меньшей мере часть обработанной воды, имеющей пониженную степень минерализации, в качестве водной текучей среды, имеющей ионную силу не более 0,15 моль/л и общее содержание растворенных твердых веществ от 200 до 10000 ч/млн, вводимой внутрь нефтеносного пласта, добывают нефть и воду из пласта после введения водной текучей среды внутрь пласта, смешивают деэмульгатор и соляной раствор, имеющий общее содержание растворенных твердых веществ больше, чем 10000 ч/млн, с по меньшей мере частью нефти и воды, добытых из пласта, и отделяют нефть от смеси нефти, воды, деэмульгатора и солевого раствора, причем по меньшей мере часть ретентата используют в качестве по меньшей мере части указанного соляного раствора.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при заканчивании скважин для повышения продуктивности пласта, сложенного карбонатными коллекторами с трудноизвлекаемыми запасами нефти.

Изобретение относится к интенсификации притока в скважину для увеличения нефтегазодобычи. В способе борьбы с фильтрационными потерями в формации, содержащем закачивание водной жидкости, содержащей эмульсию, стабилизированную поверхностно-активным веществом и имеющую внутреннюю битумную фазу, в формации происходит обращение битумной эмульсии путем прибавления агента-инициатора обращения эмульсии.

Настоящее изобретение относится к высококонцентрированным безводным аминным солям углеводородполиалкоксисульфатов, причем эти соли выбраны из группы замещенных аминов, предпочтительно - алканоламинов.

Изобретение относится к горной и нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано в нефтяных скважинах на трудноизвлекаемых и истощенных месторождениях.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, и направлено на увеличение нефтеотдачи месторождений с карбонатными и терригенными коллекторами с повышенным содержанием карбонатов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений заводнением продуктивных пластов. Технический результат - повышение эффективности заводнения за счет регулирования проницаемости высокопроницаемых каналов, изменения направлений фильтрационных потоков путем закачки в нагнетательные скважины оторочек реагентов оптимального объема, выравнивания фронта вытеснения и подключения остаточной нефти.
Изобретение относится к способу извлечения битума из битуминозных песков. Способ извлечения битума включает стадию обработки битуминозных песков с помощью простого эфирамина гликоля, где обработка предназначена для битуминозных песков, извлеченных с помощью добычи на поверхности или добычи in situ, причем простой эфирамин гликоля имеет следующую структурную формулу: R-(OC2H4)x-NH2 или R-(OCH2CH(CH3))y-NH2, где R представляет собой С1-C6 алкильную или фенильную группу и x и y независимо равны 1-3.

Изобретение относится к способу добычи и отделения нефти. Способ добычи нефти, в котором пропускают минерализованную исходную воду, имеющую общее содержание растворенных твердых веществ («TDS») больше, чем 5000 ч/млн, через ионный фильтр для образования обработанной воды, имеющей пониженную степень минерализации по сравнению с исходной водой, при этом часть исходной воды не проходит через ионный фильтр с образованием ретентата, имеющего повышенную степень минерализации по сравнению с исходной водой, используют по меньшей мере часть обработанной воды, имеющей пониженную степень минерализации, в качестве водной текучей среды, имеющей ионную силу не более 0,15 моль/л и общее содержание растворенных твердых веществ от 200 до 10000 ч/млн, вводимой внутрь нефтеносного пласта, добывают нефть и воду из пласта после введения водной текучей среды внутрь пласта, смешивают деэмульгатор и соляной раствор, имеющий общее содержание растворенных твердых веществ больше, чем 10000 ч/млн, с по меньшей мере частью нефти и воды, добытых из пласта, и отделяют нефть от смеси нефти, воды, деэмульгатора и солевого раствора, причем по меньшей мере часть ретентата используют в качестве по меньшей мере части указанного соляного раствора.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для решения задач по восстановлению коллекторских свойств прискважинной зоны продуктивных пластов добывающих нефтегазовых скважин и вовлечения в разработку трудноизвлекаемых и нерентабельных запасов углеводородов, а также может быть использовано для повышения приемистости нагнетательных скважин и для декольматажа фильтров и прифильтровых зон гидрогеологических скважин.

Изобретение относится к интенсификации притока в скважину для увеличения нефтегазодобычи. В способе борьбы с фильтрационными потерями в формации, содержащем закачивание водной жидкости, содержащей эмульсию, стабилизированную поверхностно-активным веществом и имеющую внутреннюю битумную фазу, в формации происходит обращение битумной эмульсии путем прибавления агента-инициатора обращения эмульсии.

Изобретение относится к добыче нефти третичными методами. Способ добычи нефти, в котором водный нагнетаемый агент, содержащий, по меньшей мере, растворимый в воде (со)полимер полиакриламида - ПАА, растворенный в жидкости на водной основе, закачивают через по меньшей мере одну нагнетательную скважину в нефтеносное отложение, а сырую нефть извлекают из отложения через по меньшей мере одну эксплуатационную скважину, причем способ, по меньшей мере, предусматривает следующие стадии: обеспечения жидкой дисперсионной полимерной композиции, по меньшей мере, содержащей, мас.%: 20-59,9 органической гидрофобной жидкости с температурой кипения более 100°С, 40-79,9 частиц по меньшей мере одного растворимого в воде (со)полимера ПАА со средним размером частиц от 0,4 мкм до 5 мкм, диспергированных в органической жидкости, где растворимый в воде (со)полимер ПАА содержит 30-100% по массе акриламидных звеньев относительно общего количества всех мономерных звеньев в (со)полимере и характеризуется среднемассовой молекулярной массой Mw от 5000000 г/моль до 30000000 г/моль, и 0,1-10 по меньшей мере двух поверхностно-активных веществ - ПАВ (С), где ПАВ (С) содержат 0,05-5% по массе по меньшей мере одного ПАВ (С1), способного стабилизировать эмульсии «вода в масле», и 0,05-5% по массе по меньшей мере одного ПАВ (С2), способного стабилизировать дисперсию, содержание воды в жидкой дисперсионной полимерной композиции составляет менее 10% по массе и количества каждого компонента жидкой дисперсионной полимерной композиции представлены на основе общего количества всех ее компонентов, добавления по меньшей мере одного активирующего ПАВ (D) в жидкую дисперсионную полимерную композицию, причем ПАВ (D) отлично от ПАВ (С) и имеет показатель ГЛБ более 9, смешивания жидкой дисперсионной полимерной композиции, содержащей по меньшей мере одно активирующее ПАВ (D), с жидкостью на водной основе, таким образом получая водный нагнетаемый агент, содержащий по меньшей мере один (со)полимер ПАА, растворенный в нем, где концентрация (со)полимера ПАА в нагнетаемом агенте составляет 0,05-0,5% по массе на основе общего количества всех компонентов нагнетаемого агента, и закачивания водного нагнетаемого агента, полученного таким образом, в нефтеносное отложение.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородного нефтяного пласта микробиологическим воздействием. Технический результат - увеличение охвата пласта за счет блокирования высокопроницаемых зон пласта и вовлечения в разработку низкопроницаемых, ранее неохваченных пропластков, увеличение нефтеотдачи пласта и снижение обводненности добывающих скважин, а также расширение технологических возможностей способа.

Изобретение относится к новым соединениям в ряду металлохелатов цинка и кадмия, а именно к комплексам бис-[N-[2-(алкилиминометил)фенил]-4-метилбензолсульфамида]цинка(II) или кадмия(II) общей формулы I или цвиттерионным комплексам цинка(II) или кадмия(II) с N-[2-(алкилиминометил)фенил]-4-метилбензолсульфамидом общей формулы II где R=СН2СН=СН2, CH2CH2N(C2H5)2, CH2CH2CH2N(C2H5)2, СН2СН2Р(С6Н5)2; M=Zn, Cd; n=2, 3.

Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано для разработки участка нефтяной залежи на поздней стадии эксплуатации нефтегазового месторождения. В способе разработки участка нефтяной залежи заводнением, включающем закачку в пласт через нагнетательную скважину гелеобразующего состава - ГОС и продавочной жидкости в циклическом режиме, осуществляют циклическую закачку ГОС с продавочной жидкостью в пласт до увеличения на устье скважины конечного давления на 0,5-2,0 МПа ниже пластового давления, затем после выдержки скважины для гелеобразования закачивают водонефтяную эмульсию с содержанием органической дисперсной фазы 0,1-0,5 до давления на 0,5-2,0 МПа выше пластового давления. Технический результат - обеспечение повышения нефтеотдачи пласта, селективносиь нефтевытеснения, возможности визуального контроля проведения работ. 3 пр.

Наверх