Способ термохимической обработки нефтяного пласта (варианты)

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - направленное термохимическое воздействие на нефтенасыщенные пропластки, подключение в разработку ранее не охваченных нефтенасыщенных, низкопроницаемых зон пласта, увеличение охвата пласта тепловым воздействием, повышение нефтеотдачи пласта. В способе термохимической обработки нефтяного пласта предварительно определяют обводненность добываемой продукции скважины, при обводненности продукции от 20 до 59% по первому варианту производят последовательную закачку в добывающую скважину углеводородного растворителя и термохимического состава. В качестве термохимического состава закачивают водный раствор нитрита натрия при следующем соотношении компонентов, мас.%: нитрит натрия 4-32, вода - остальное, и водный раствор инициатора реакции при следующем соотношении компонентов, мас.%: сульфаминовая кислота 5-40, щелочной реагент 2-16, вода - остальное. При этом объемное соотношение указанных водных растворов составляет 1:1, массовое соотношение нитрита натрия и сульфаминовой кислоты - 1:1,25, массовое соотношение сульфаминовой кислоты и щелочного реагента - 2,5:1. Затем осуществляют технологическую выдержку продолжительностью от 3 до 48 ч, после чего производят освоение скважины. По второму варианту способа при обводненности продукции от 60 до 99,9% в добывающую скважину закачивают гелеобразующую композицию при следующем соотношении компонентов, мас.%: полиакриламид 0,3-1,5; сшиватель 0,03-0,15; вода - остальное, продавливают гелеобразующую композицию в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности жидкости глушения, осуществляют технологическую выдержку на гелеобразование продолжительностью 24 ч, производят последовательную закачку углеводородного растворителя и указанного выше термохимического состава, затем осуществляют технологическую выдержку продолжительностью от 3 до 48 ч, после чего производят освоение скважины. По третьему варианту производят закачку указанной выше гелеобразующей композиции, продавливают ее в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности закачиваемой воды, осуществляют технологическую выдержку на гелеобразование продолжительностью 24 ч, затем производят закачку указанного выше термохимического состава, затем закачивают полимерную композицию при следующем соотношении компонентов, мас.%: полиакриламид 0,05-0,3; сшиватель 0,005-0,03; вода - остальное, продавливают в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности закачиваемой воды, возобновляют заводнение пластов. 3 н.п. ф-лы, 3 табл., 3 пр.

 

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к способам термохимической обработки нефтяного пласта, а также к способам добычи высоковязкой нефти.

Известен способ термохимической обработки нефтяного пласта (пат. RU №2401941, МПК Е21В 43/22, Е21В 43/24, С09К 8/24, опубл. 20.10.2010 г., бюл. №29), включающий раздельную закачку компонентов горюче-окислительного состава (ГОС) и инициатора горения (ИГ).

В качестве ГОС используют водный раствор с водородным показателем рН 4-7, включающий, мас. %: селитру - 5-25, карбамидно-аммиачную смесь КАС-32 - остальное, в качестве ИГ используют водный раствор с водородным показателем рН 12-14, включающий, мас. %: нитрит щелочного металла - 15-45, вода - остальное.

Недостатками известного способа являются низкая эффективность из-за ограниченной зоны обработки пласта, а также сложность приготовления растворов с необходимыми параметрами в промысловых условиях.

Известен способ термохимической обработки призабойной зоны продуктивного пласта, включающий последовательную закачку в скважину термогазохимического состава, содержащего горюче-окислительный бинарный состав (ГОБС) и инициатор реакции (пат. RU №2525386, МПК Е21В 43/24, С09К 8/592, опубл. 10.06.2014 г., бюл. №22).

Недостатком известного способа является низкий охват пласта термическим воздействием вследствие того, что в пласте не происходит полное перемешивание оторочек ГОБС и инициатора реакции. Термохимическая реакция протекает лишь на границе соприкосновения оторочек друг с другом, основная часть состава остается в пласте непрореагировавшей.

Наиболее близким является способ термохимической обработки нефтяного пласта, включающий закачку в пласт термохимического состава, содержащего водный раствор нитрита натрия, при следующем содержании компонентов, мас.%:

нитрит натрия -8-100
вода - остальное,

и водный раствор инициатора реакции при следующем соотношении компонентов, мас. %:

сульфаминовая кислота - 13-36
вода - остальное

(пат. RU №2203411, МПК Е21В 43/25, Е21В 37/06 опубл. 27.04.2003 г., бюл. №12).

Водный раствор инициатора реакции дополнительно содержит реагент, нейтрализующий сульфаминовую кислоту до степени не более 97%, в качестве такого реагента используют технический водный аммиак, карбонат или гидрокарбонат аммония, гидроксид, карбонат или гидрокарбонат щелочного металла или их смесь, объемное соотношение органического растворителя и остальных компонентов термохимического состава составляет (0,5-3):1, в качестве органического растворителя используют алифатический или ароматический углеводород, или нефть, или их смесь, а состав содержит дополнительно эмульгатор.

Недостатком способа является невысокая эффективность из-за низкого охвата пласта термическим воздействием, что приводит к преимущественной обработке водонасыщенных и высокопроницаемых зон пласта за счет преобладающего проникновения в них теплоносителя, в то время как нефтенасыщенные низкопроницаемые зоны продуктивного пласта остаются неохваченными воздействием, что приводит к незначительному увеличению нефтеотдачи пласта.

Техническими задачами предложения являются направленное термохимическое воздействие на нефтенасыщенные пропластки, подключение в разработку ранее неохваченных нефтенасыщенных, низкопроницаемых зон пласта, увеличение охвата пласта тепловым воздействием, повышение нефтеотдачи пласта, а также расширение технологических возможностей способа.

Технические задачи решаются способом термохимической обработки нефтяного пласта, включающим закачку в пласт термохимического состава, содержащего водный раствор нитрита натрия и водный раствор инициатора реакции.

По первому варианту новым является то, что предварительно определяют обводненность добываемой продукции скважины, при обводненности продукции от 20 до 59% производят последовательную закачку в добывающую скважину углеводородного растворителя и термохимического состава, в качестве термохимического состава закачивают водный раствор нитрита натрия при следующем соотношении компонентов, мас. %: нитрит натрия - 4-32, вода - остальное, и водный раствор инициатора реакции при следующем соотношении компонентов, мас. %: сульфаминовая кислота - 5-40, щелочной реагент - 2-16, вода - остальное, при этом объемное соотношение указанных водных растворов составляет 1:1, причем при приготовлении указанного термохимического состава массовое соотношение нитрита натрия и сульфаминовой кислоты должно составлять 1:1,25, а массовое соотношение сульфаминовой кислоты и щелочного реагента – 2,5:1, затем осуществляют технологическую выдержку продолжительностью от 3 до 48 ч, после чего производят освоение скважины.

По второму варианту новым является то, что предварительно определяют обводненность добываемой продукции скважины, при обводненности продукции от 60 до 99,9% закачивают в добывающую скважину гелеобразующую композицию при следующем соотношении компонентов, мас. %:

полиакриламид - 0,3-1,5
сшиватель -0,03-0,15
вода - остальное,

продавливают гелеобразующую композицию в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности жидкости глушения, осуществляют технологическую выдержку на гелеобразование продолжительностью 24 ч, производят последовательную закачку углеводородного растворителя и термохимического состава, в качестве термохимического состава закачивают водный раствор нитрита натрия при следующем соотношении компонентов, мас. %: нитрит натрия - 4-32, вода - остальное, и водный раствор инициатора реакции при следующем соотношении компонентов, мас. %: сульфаминовая кислота - 5-40, щелочной реагент - 2-16, вода - остальное, при этом объемное соотношение указанных водных растворов составляет 1:1, причем при приготовлении указанного термохимического состава массовое соотношение нитрита натрия и сульфаминовой кислоты должно составлять 1:1,25, а массовое соотношение сульфаминовой кислоты и щелочного реагента - 2,5:1, затем осуществляют технологическую выдержку продолжительностью от 3 до 48 ч, после чего производят освоение скважины.

По третьему варианту новым является то, что перед закачкой в пласт через нагнетательную скважину термохимического состава производят закачку гелеобразующей композиции при следующем соотношении компонентов, мас. %:

полиакриламид - 0,3-1,5
сшиватель - 0,03-0,15
вода - остальное,

гелеобразующую композицию продавливают в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности закачиваемой воды, осуществляют технологическую выдержку на гелеобразование продолжительностью 24 ч, затем производят закачку термохимического состава, в качестве термохимического состава закачивают водный раствор нитрита натрия при следующем соотношении компонентов, мас. %: нитрит натрия - 4-32, вода - остальное, и водный раствор инициатора реакции при следующем соотношении компонентов, мас. %: сульфаминовая кислота - 5-40, щелочной реагент - 2-16, вода - остальное, при этом объемное соотношение указанных водных растворов составляет 1:1, причем при приготовлении указанного термохимического состава массовое соотношение нитрита натрия и сульфаминовой кислоты должно составлять 1:1,25, а массовое соотношение сульфаминовой кислоты и щелочного реагента - 2,5:1, затем закачивают полимерную композицию при следующем соотношении компонентов, мас. %:

полиакриламид - 0,05-0,3
сшиватель - 0,005-0,03
вода - остальное,

продавливают в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности закачиваемой воды, возобновляют заводнение пластов.

Для приготовления гелеобразующей и полимерной композиции используют следующие реагенты:

- полиакриламид (ПАА) - синтетический водорастворимый полимер с молекулярной массой (5-15)⋅106 D импортного или отечественного производства;

- в качестве сшивателя используют водорастворимые соли хрома(III).

В качестве углеводородного растворителя используют алифатические или ароматические углеводороды, или их смесь с температурой начала перегонки не ниже 80°C, например, сольвент нефтяной, выпускаемый по ГОСТ 10214-78, нефрас С2 80/120, растворитель АСПО «ИНТАТ».

Для приготовления термохимического состава используют следующие реагенты:

- сульфаминовая кислота представляет собой белые негигроскопичные кристаллы без запаха с молекулярной массой 97,1;

- нитрит натрия технический, выпускаемый по ГОСТ 19906-74;

- в качестве щелочного реагента используют гидроксид натрия (натр едкий технический), выпускаемый по ГОСТ Р 55064-20132;

- вода техническая пресная.

Сущность способа заключается в следующем.

По первому варианту.

На добывающей скважине выполняют геофизические и гидродинамические исследования, определяют интервал перфорации пласта, начальный дебит скважины по нефти и обводненность добываемой продукции. Если ее значение составляет от 20 до 59%, в зависимости от интервала перфорации пласта определяют объемы закачки углеводородного растворителя и термохимического состава. Из расчета на один метр интервала перфорации пласта объем углеводородного растворителя составляет 0,5-5 м3, объем термохимического состава - 2-10 м3.

Закачку производят в два этапа.

На первом этапе производят закачку в пласт углеводородного растворителя.

На втором этапе производят закачку в пласт термохимического состава, содержащего водный раствор нитрита натрия, при следующем содержании компонентов, мас. %: нитрит натрия - 4-32, вода - остальное, и водный раствор инициатора реакции при следующем содержании компонентов, мас. %: сульфаминовая кислота - 5-40, щелочной реагент - 2-16, вода - остальное, при этом объемное соотношение указанных водных растворов составляет 1:1, причем при приготовлении указанного термохимического состава массовое соотношение нитрита натрия и сульфаминовой кислоты должно составлять 1:1,25, а массовое соотношение сульфаминовой кислоты и щелочного реагента - 1:2,5.

При закачке в пласт углеводородного растворителя происходят растворение твердых компонентов нефти, снижение вязкости нефти и увеличение ее подвижности в пласте. При взаимодействии водных растворов нитрита натрия и инициатора реакции протекает термохимическая реакция с быстрым разогревом водного раствора. Увеличение температуры в нефтенасыщенном пласте повышает растворимость твердых компонентов нефти в углеводородном растворителе, снижает вязкость нефти, улучшает условия для капиллярной пропитки породы пласта.

После закачки термохимического состава осуществляют технологическую выдержку продолжительностью от 3 до 48 ч, после чего производят освоение скважины, определяют дебит скважины по нефти и обводненность добываемой продукции.

По второму варианту.

На добывающей скважине выполняют геофизические и гидродинамические исследования, определяют интервал перфорации пласта, начальный дебит скважины по нефти и обводненность добываемой продукции. Если ее значение составляет от 60 до 99,9%, в зависимости от интервала перфорации пласта определяют объемы закачки гелеобразующей композиции, углеводородного растворителя и термохимического состава. Из расчета на один метр интервала перфорации пласта объем гелеобразующей композиции составляет 2-10 м3, объем углеводородного растворителя - 0,5-5 м3, объем термохимического состава - 2-10 м3.

Способ осуществляют в три этапа.

На первом этапе производят закачку гелеобразующей композиции при следующем содержании компонентов, мас. %: ПАА - 0,3-1,5, сшиватель - 0,03-0,15, вода - остальное. Закачку гелеобразующей композиции в пласт производят с использованием установки типа КУДР.

После закачки заданного объема гелеобразующей композиции его продавливают в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности глушения скважины, осуществляют технологическую выдержку на гелеобразование продолжительностью 24 ч.

На втором этапе производят закачку в пласт углеводородного растворителя.

На третьем этапе производят закачку в пласт термохимического состава, содержащего водный раствор нитрита натрия, при следующем содержании компонентов, мас. %: нитрит натрия - 4-32, вода - остальное, и водный раствор инициатора реакции при следующем содержании компонентов, мас. %: сульфаминовая кислота - 5-40, щелочной реагент - 2-16, вода - остальное, при этом объемное соотношение указанных водных растворов составляет 1:1, причем при приготовлении указанного термохимического состава массовое соотношение нитрита натрия и сульфаминовой кислоты должно составлять 1:1,25, а массовое соотношение сульфаминовой кислоты и щелочного реагента - 1:2,5.

После закачки термохимического состава осуществляют технологическую выдержку продолжительностью от 3 до 48 ч, после чего производят освоение скважины, определяют дебит скважины по нефти и обводненность добываемой продукции.

Предварительная закачка гелеобразующей композиции позволяет создать блокирующий экран в высокопроницаемых обводненных зонах пласта, тем самым перенаправляя углеводородный растворитель и термохимический состав в низкопроницаемые нефтенасыщенные пропластки, а также препятствовать поступлению воды из пласта в добывающую скважину.

По третьему варианту.

На нагнетательной скважине выполняют геофизические и гидродинамические исследования, определяют интервал перфорации пласта, начальную приемистость при устьевом давлении закачки от водовода, и в зависимости от интервала перфорации пласта определяют объемы закачки гелеобразующей композиции, термохимического состава и полимерной композиции. Из расчета на один метр интервала перфорации пласта объем гелеобразующей композиции составляет 5-15 м3, объем термохимического состава - 2-10 м3, объем полимерной композиции - 2-10 м3.

Способ осуществляют в три этапа.

На первом этапе производят закачку гелеобразующей композиции при следующем содержании компонентов, мас. %: ПАА - 0,3-1,5, сшиватель - 0,03-0,15, вода - остальное. Закачку гелеобразующей композиции в пласт производят с использованием установки типа КУДР.

После закачки заданного объема гелеобразующего состава его продавливают в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности глушения скважины, осуществляют технологическую выдержку на гелеобразование продолжительностью 24 ч.

На втором этапе производят закачку в пласт термохимического состава, содержащего водный раствор нитрита натрия, при следующем содержании компонентов, мас. %: нитрит натрия - 4-32, вода - остальное, и водный раствор инициатора реакции при следующем содержании компонентов, мас. %: сульфаминовая кислота - 5-40, щелочной реагент - 2-16, вода - остальное, при этом объемное соотношение указанных водных растворов составляет 1:1, причем при приготовлении указанного термохимического состава массовое соотношение нитрита натрия и сульфаминовой кислоты должно составлять 1:1,25, а массовое соотношение сульфаминовой кислоты и щелочного реагента - 1:2,5.

На третьем этапе осуществляют закачку полимерной композиции при следующем содержании компонентов, мас. %: ПАА - 0,05-0,3, сшиватель - 0,005-0,03, вода - остальное. Указанный состав продавливают в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности закачиваемой воды, возобновляют заводнение пластов.

При предварительной закачке гелеобразующей композиции происходят блокирование высокопроницаемых промытых зон пласта и перенаправление последующего термохимического состава в низкопроницаемые нефтенасыщенные участки пласта, что способствует снижению вязкости нефти и увеличению ее подвижности.

Закачка полимерной композиции после закачки термохимического состава выравнивает фронт вытеснения при возобновлении заводнения.

Примеры конкретного выполнения.

Пример 1 (по первому варианту). Для проведения опытно-промышленных работ была выбрана добывающая скважина с эксплуатационной колонной диаметром 146 мм, интервалом перфорации пласта на глубине 1341-1351 м (10 м). Дебит скважины по нефти составляет 4,2 т/сут, обводненность добываемой продукции - 42%.

Исходя из интервала перфорации пласта, равного 10 м, рекомендуемый объем закачки углеводородного растворителя составляет 10 м3, объем закачки термохимического состава - 20 м3.

Производят закачку в скважину растворителя АСПО «ИНТАТ» в объеме 10 м3.

Затем производят закачку термохимического состава. Для получения 20 м3 термохимического состава используют 10 м3 водного раствора нитрита натрия со следующим содержанием компонентов, мас. %: нитрит натрия - 16 (1,72 т), вода - 84 (9 т) и 10 м3 водного раствора инициатора реакции со следующим содержанием компонентов, мас. %: сульфаминовая кислота - 20 (2,4 т), щелочной реагент - 8 (1,0 т), вода - 72 (8,6 т).

После закачки запланированного объема углеводородного растворителя (10 м3) и термохимического состава (20 м3) осуществляют на скважине технологическую выдержку продолжительностью 24 ч, затем производят освоение скважины. Через 15 дней проводят исследования по определению дебита нефти и обводненности добываемой продукции.

Результаты исследований скважины показывают, что дебит нефти увеличился на 3,6 т/сут, обводненность добываемой продукции снизилась на 9% (пример 7, табл. 1).

Остальные примеры осуществления способа добычи высоковязкой нефти по первому варианту выполняют аналогично, их результаты приведены в табл. 1 (примеры 1-12).

Из табл. 1 видно, что после закачки указанных составов в добывающие скважины происходят увеличение дебита нефти в среднем на 2,3 т/сут, снижение обводненности добываемой продукции в среднем на 4,75%.

Пример 2 (по второму варианту). Для проведения опытно-промышленных работ была выбрана добывающая скважина с эксплуатационной колонной диаметром 146 мм, интервалом перфорации пласта на глубине 1432-1439 м (7 м). Дебит скважины по нефти составляет 3 т/сут, обводненность - 83%.

Исходя из интервала перфорации пласта, равного 7 м, рекомендуемый объем закачки гелеобразующей композиции составляет 35 м3, объем углеводородного растворителя - 10 м3, объем термохимического состава - 30 м3.

Непосредственно на устье скважины с использованием установки типа КУДР осуществляют приготовление и закачку гелеобразующей композиции при следующем содержании компонентов, мас. %: ПАА - 0,5, сшиватель - 0,05, вода - 99,45.

Для получения гелеобразующей композиции в объеме 35 м3 (35 т) используют порошкообразный ПАА - 0,175 т, соль хрома(III) - 0,0175 т и воду - 34,8075 т. Гелеобразующую композицию готовят непрерывно с одновременной дозировкой ПАА и сшивателя в смесительную емкость установки КУДР. Полученную гелеобразующую композицию насосным агрегатом по колонне НКТ закачивают в скважину. После закачки заданного объема гелеобразующей композиции ее продавливают в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности глушения скважины, осуществляют технологическую выдержку на гелеобразование продолжительностью 24 ч.

Производят закачку в скважину сольвента нефтяного в объеме 10 м3.

Затем осуществляют закачку термохимического состава. Для получения 30 м3 термохимического состава используют 15 м3 водного раствора нитрита натрия при следующем содержании компонентов, мас. %: нитрит натрия - 16 (2,58 т), вода - 84 (13,5 т) и 15 м3 водного раствора инициатора реакции при следующем содержании компонентов, мас. %: сульфаминовая кислота - 20 (3,6 т), щелочной реагент - 8 (1,5 т), вода - 72 (12,9 т).

После закачки запланированного объема гелеобразующей композиции (35 м3), углеводородного растворителя (10 м3) и термохимического состава (30 м3) осуществляют на скважине технологическую выдержку продолжительностью 24 ч, затем производят освоение скважины. Через 15 дней проводят исследования по определению дебита скважины по нефти и обводненности добываемой продукции.

Результаты исследований скважины показывают, что дебит нефти увеличился на 5,5 т/сут, обводненность добываемой продукции снизилась на 22% (пример 12, табл. 2).

Остальные примеры осуществления способа добычи высоковязкой нефти по второму варианту выполняют аналогично, их результаты приведены в табл. 2 (примеры 1-20).

Из табл. 2 видно, что после закачки указанных составов в добывающие скважины происходят увеличение дебита нефти в среднем на 4,76 т/сут и снижение обводненности добываемой продукции в среднем на 20,6%.

Пример 3 (по третьему варианту). Для проведения опытно-промышленных работ был выбран участок с одной нагнетательной скважиной с интервалом перфорации пласта на глубине 1215,2-1221,8 м (6,6 м) и тремя добывающими скважинами, с среднесуточным дебитом нефти на одну добывающую скважину участка 1,7 т/сут, обводненностью 97%.

Исходя из интервала перфорации, равного 6,6 м, рекомендуемый объем закачки гелеобразующей композиции составляет 40 м3, объем закачки термохимического состава - 30 м3, объем полимерной композиции - 20 м3.

Непосредственно на устье скважины с использованием установки типа КУДР осуществляют приготовление и закачку гелеобразующей композиции при следующем содержании компонентов, мас. %: ПАА - 0,5, сшиватель - 0,05, вода - 98,45.

Для получения гелеобразующей композиции в объеме 40 м3 (40 т) используют порошкообразный ПАА - 0,2 т, соль хрома(III) - 0,02 т и воду - 39,78 т. Гелеобразующую композицию готовят непрерывно с одновременной дозировкой ПАА и сшивателя в смесительную емкость установки КУДР. Полученную гелеобразующую композицию насосным агрегатом по колонне НКТ закачивают в скважину. После закачки заданного объема гелеобразующего состава ее продавливают в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности глушения скважины, осуществляют технологическую выдержку на гелеобразование продолжительностью 24 ч.

Производят закачку термохимического состава. Для получения 30 м3 термохимического состава используют 15 м3 водного раствора нитрита натрия при следующем содержании компонентов, мас. %: нитрит натрия - 16 (2,58 т), вода - 84 (13,5 т) и 15 м3 водного раствора инициатора реакции при следующем содержании компонентов, мас. %: сульфа-миновая кислота - 20 (3,6 т), щелочной реагент - 8 (1,5 т), вода - 72 (12,9 т).

Затем производят приготовление и закачку полимерной композиции при следующем содержании компонентов, мас. %: ПАА - 0,3, регулятор вязкости - 0,03, вода - 99,45 непосредственно на устье скважины с использованием установки типа КУДР.

Для получения полимерной композиции в объеме 20 м3 (20 т) используют порошкообразный ПАА - 0,06 т, водный раствор соли хрома(III) - 0,006 т и воду - 19,934 т. Полимерную композицию готовят непрерывно с одновременной дозировкой ПАА и сшивателя в смесительную емкость установки КУДР. Полученную полимерную композицию насосным агрегатом по колонне НКТ закачивают в скважину. После закачки заданного объема полимерной композиции ее продавливают в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности закачиваемой воды.

После закачки запланированного объема гелеобразующей композиции (40 м3), термохимического состава (30 м3) и полимерной композиции (20 м3) возобновляют заводнение пластов. После проведения закачки составов в нагнетательную скважину среднесуточный дебит нефти на одну добывающую скважину участка увеличился на 2,7 т/сут, обводненность снизилась на 20% (пример 14, табл. 3).

Остальные примеры осуществления способа добычи высоковязкой нефти по третьему варианту выполняют аналогично, их результаты приведены в табл. 3 (примеры 1-20).

Из табл. 3 видно, что после закачки указанных составов в нагнетательные скважины происходят увеличение среднесуточного дебита по нефти на одну добывающую скважину в среднем на 2,7 т/сут и снижение обводненности добываемой продукции в среднем на 13,7%.

Полученные результаты показывают, что в результате закачки указанных составов происходит перераспределение фильтрационных потоков в пласте и, как следствие, подключение в работу неохваченных ранее воздействием нефтенасыщенных зон пласта, которое приводит к увеличению охвата пласта воздействием в 1,4-2,3 раза.

Таким образом, предлагаемый способ позволяет повысить охват продуктивного пласта тепловым воздействием, подключить в разработку ранее неохваченные нефтенасыщенные низкопроницаемые зоны пласта, а также расширить технологические возможности способа, что в конечном итоге приводит к увеличению нефтеотдачи пласта.

1. Способ термохимической обработки нефтяного пласта, включающий закачку в пласт термохимического состава, содержащего водный раствор нитрита натрия и водный раствор инициатора реакции, отличающийся тем, что предварительно определяют обводненность добываемой продукции скважины, при обводненности продукции от 20 до 59% производят последовательную закачку в добывающую скважину углеводородного растворителя и термохимического состава, в качестве термохимического состава закачивают водный раствор нитрита натрия при следующем соотношении компонентов, мас.%: нитрит натрия 4-32, вода - остальное, и водный раствор инициатора реакции при следующем соотношении компонентов, мас.%: сульфаминовая кислота 5-40, щелочной реагент 2-16, вода - остальное, при этом объемное соотношение указанных водных растворов составляет 1:1, причем при приготовлении указанного термохимического состава массовое соотношение нитрита натрия и сульфаминовой кислоты должно составлять 1:1,25, а массовое соотношение сульфаминовой кислоты и щелочного реагента - 2,5:1, затем осуществляют технологическую выдержку продолжительностью от 3 до 48 ч, после чего производят освоение скважины.

2. Способ термохимической обработки нефтяного паста, включающий закачку в пласт термохимического состава, содержащего водный раствор нитрита натрия и водный раствор инициатора реакции, отличающийся тем, что предварительно определяют обводненность добываемой продукции скважины, при обводненности продукции от 60 до 99,9% закачивают в добывающую скважину гелеобразующую композицию при следующем соотношении компонентов, мас.%:

полиакриламид 0,3-1,5
сшиватель 0,03-0,15
вода остальное,

продавливают гелеобразующую композицию в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности жидкости глушения, осуществляют технологическую выдержку на гелеобразование продолжительностью 24 ч, производят последовательную закачку углеводородного растворителя и термохимического состава, в качестве термохимического состава закачивают водный раствор нитрита натрия при следующем соотношении компонентов, мас.%: нитрит натрия 4-32, вода - остальное, и водный раствор инициатора реакции при следующем соотношении компонентов, мас.%: сульфаминовая кислота 5-40, щелочной реагент 2-16, вода - остальное, при этом объемное соотношение указанных водных растворов составляет 1:1, причем при приготовлении указанного термохимического состава массовое соотношение нитрита натрия и сульфаминовой кислоты должно составлять 1:1,25, а массовое соотношение сульфаминовой кислоты и щелочного реагента - 2,5:1, затем осуществляют технологическую выдержку продолжительностью от 3 до 48 ч, после чего производят освоение скважины.

3. Способ термохимической обработки нефтяного пласта, включающий закачку в пласт термохимического состава, содержащего водный раствор нитрита натрия и водный раствор инициатора реакции, отличающийся тем, что перед закачкой в пласт через нагнетательную скважину термохимического состава производят закачку гелеобразующей композиции при следующем соотношении компонентов, мас.%:

полиакриламид 0,3-1,5
сшиватель 0,03-0,15
вода остальное,

гелеобразующую композицию продавливают в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности закачиваемой воды, осуществляют технологическую выдержку на гелеобразование продолжительностью 24 ч, затем производят закачку термохимического состава, в качестве термохимического состава закачивают водный раствор нитрита натрия при следующем соотношении компонентов, мас.%: нитрит натрия 4-32, вода - остальное, и водный раствор инициатора реакции при следующем соотношении компонентов, мас.%: сульфаминовая кислота 5-40, щелочной реагент 2-16, вода - остальное, при этом объемное соотношение указанных водных растворов составляет 1:1, причем при приготовлении указанного термохимического состава массовое соотношение нитрита натрия и сульфаминовой кислоты должно составлять 1:1,25, а массовое соотношение сульфаминовой кислоты и щелочного реагента - 2,5:1, затем закачивают полимерную композицию при следующем соотношении компонентов, мас.%:

полиакриламид 0,05-0,3
сшиватель 0,005-0,03
вода остальное,

продавливают в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности закачиваемой воды, возобновляют заводнение пластов.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к способу введения индукционной петли в геологическую формацию для нагрева нефтяного резервуара, а также к соответствующему индукционному устройству.

Группа изобретений относится к способу введения индукционной петли в геологическую формацию для нагрева нефтяного резервуара, а также к соответствующему индукционному устройству.

Варианты реализации в контексте настоящего изобретения относятся к способу гидравлического разрыва подземного пласта, пересекаемого стволом скважины, включающему получение характеристик данного пласта с использованием измеренных характеристик пласта, включая механические характеристики геологических границ, идентификацию высоты трещины пласта, при этом идентификация включает расчет поверхности контакта трещины гидроразрыва пласта с геологическими границами, и гидравлический разрыв пласта, при этом вязкость флюида или скорость потока флюида или же оба выбираются с применением расчетов.

Группа изобретений касается системы нескольких электрических пар проводов для симметричного питания потребителя. Cистема нескольких электрических пар проводов для симметричного питания петли провода с емкостной компенсацией для индуктивного нагревания и покрывающей их экранной трубы, при этом прямые и обратные провода пар проводов расположены, соответственно чередуясь, будучи конциклически и равномерно распределены по периметру круга внутри экранной трубы, покрывающей эти несколько пар проводов.

Группа изобретений касается системы нескольких электрических пар проводов для симметричного питания потребителя. Cистема нескольких электрических пар проводов для симметричного питания петли провода с емкостной компенсацией для индуктивного нагревания и покрывающей их экранной трубы, при этом прямые и обратные провода пар проводов расположены, соответственно чередуясь, будучи конциклически и равномерно распределены по периметру круга внутри экранной трубы, покрывающей эти несколько пар проводов.

Изобретение относится к способу и устройству для увеличения степени сухости пара котла для нагнетания пара. Согласно способу, после того как степень сухости влажного насыщенного пара на выходе котла для нагнетания пара увеличена с помощью устройства для увеличения степени сухости пара, нагнетают совместно влажный насыщенный пар и газ, созданный с помощью устройства для увеличения степени сухости пара, в нефтяной пласт герметичным способом, при этом устройство для увеличения степени сухости содержит комбинированную распылительную головку, камеру нагрева пара, камеру сгорания и смесительную камеру; газ с высокой температурой и высоким давлением, созданный с помощью камеры сгорания, поступает в смесительную камеру и полностью смешивается в ней с паром из котла для нагнетания пара.

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности. Технический результат - обеспечение накопительного режима работы добывающих скважин, предотвращение прорыва пара из добывающей скважины, повышение темпа отбора и коэффициента извлечения нефти, сокращение потерь тепла, снижение температуры в горной выработке, возможность измерять дебит и принимать решение о продолжения эксплуатации или ремонте скважины.

Изобретение относится к области промысловой геологии и может быть использовано в процессе добычи углеводородов из подземных геологических формаций. В данном документе описан способ измерения вязкости неньютоновской жидкости для поточного измерения и управления процессом.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - предотвращение снижения забойного давления в добывающих горизонтальных скважинах, снижение затрат тепловой энергии, увеличение темпов отбора извлекаемых запасов, повышение коэффициента извлечения нефти.

Изобретение относится к технологиям разработки нефтяных пластов с помощью добывающих и нагнетательных скважин и может быть использовано на нефтяных месторождениях, где добыча высоковязкой нефти из пластов ведется тепловым методом вытеснения нефти горячей водой или паром высокой температуры.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны добывающей скважины или скважины, переведенной в нагнетательную из добывающей скважины, работа которых осложнена выпадением парафиновых асфальто-смолистых веществ (АСВ) в призабойной зоне.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к эксплуатации газовых скважин на завершающей стадии разработки, в режиме самозадавливания.
Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано для разработки участка нефтяной залежи на поздней стадии эксплуатации нефтегазового месторождения.

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 строительству нефтяных, газовых и водяных скважин, в частности к тампонажным смесям, предназначенным для крепления боковых стволов скважин в условиях повышенных рисков поглощений тампонажных растворов.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - направленное термохимическое воздействие на нефтенасыщенные пропластки, подключение в разработку ранее не охваченных нефтенасыщенных, низкопроницаемых зон пласта, увеличение охвата пласта тепловым воздействием, повышение нефтеотдачи пласта. В способе термохимической обработки нефтяного пласта предварительно определяют обводненность добываемой продукции скважины, при обводненности продукции от 20 до 59 по первому варианту производят последовательную закачку в добывающую скважину углеводородного растворителя и термохимического состава. В качестве термохимического состава закачивают водный раствор нитрита натрия при следующем соотношении компонентов, мас.: нитрит натрия 4-32, вода - остальное, и водный раствор инициатора реакции при следующем соотношении компонентов, мас.: сульфаминовая кислота 5-40, щелочной реагент 2-16, вода - остальное. При этом объемное соотношение указанных водных растворов составляет 1:1, массовое соотношение нитрита натрия и сульфаминовой кислоты - 1:1,25, массовое соотношение сульфаминовой кислоты и щелочного реагента - 2,5:1. Затем осуществляют технологическую выдержку продолжительностью от 3 до 48 ч, после чего производят освоение скважины. По второму варианту способа при обводненности продукции от 60 до 99,9 в добывающую скважину закачивают гелеобразующую композицию при следующем соотношении компонентов, мас.: полиакриламид 0,3-1,5; сшиватель 0,03-0,15; вода - остальное, продавливают гелеобразующую композицию в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности жидкости глушения, осуществляют технологическую выдержку на гелеобразование продолжительностью 24 ч, производят последовательную закачку углеводородного растворителя и указанного выше термохимического состава, затем осуществляют технологическую выдержку продолжительностью от 3 до 48 ч, после чего производят освоение скважины. По третьему варианту производят закачку указанной выше гелеобразующей композиции, продавливают ее в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности закачиваемой воды, осуществляют технологическую выдержку на гелеобразование продолжительностью 24 ч, затем производят закачку указанного выше термохимического состава, затем закачивают полимерную композицию при следующем соотношении компонентов, мас.: полиакриламид 0,05-0,3; сшиватель 0,005-0,03; вода - остальное, продавливают в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности закачиваемой воды, возобновляют заводнение пластов. 3 н.п. ф-лы, 3 табл., 3 пр.

Наверх