Способ разработки неоднородного нефтяного пласта (варианты)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам добычи нефти из неоднородного нефтяного пласта путем регулирования охвата пласта заводнением и перераспределения фильтрационных потоков. По первому варианту предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при начальном давлении закачки, при приемистости нагнетательной скважины от 200 до 400 м3/сут закачивают водную дисперсию наполнителя и щелочного реагента до увеличения давления закачки на 5-30% от начального давления закачки при следующем содержании компонентов, мас.%: наполнитель - 0,01-1,0, щелочной реагент - 0,01-3,0, вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/дм3 - остальное, в качестве наполнителя используют древесную муку или доломитовую муку, в качестве щелочного реагента - 10%-ный водный раствор гидроксида натрия или тринатрийфосфата, затем закачивают композицию, содержащую щелочной реагент и воду, до увеличения давления закачки на 10-50% от начального давления закачки, не превышающего максимального допустимого давления на эксплуатационную колонну или продуктивные пласты, при следующем соотношении компонентов, мас.%: щелочной реагент - 0,1-5,0, вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/дм3 - остальное, в качестве щелочного реагента используют 10%-ный водный раствор гидроксида натрия или тринатрийфосфата, и осуществляют ее продавку в пласт водой в объеме 10-15 м3, при этом закачку в пласт указанных водной дисперсии наполнителя и щелочного реагента и композиции, содержащей щелочной реагент и воду, осуществляют в объемном соотношении (1-5):(4-1). По второму варианту предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при начальном давлении закачки, при приемистости нагнетательной скважины от 400 до 800 м3/сут закачивают водную дисперсию наполнителя и щелочного реагента двумя оторочками, первую оторочку водной дисперсии наполнителя и щелочного реагента закачивают до увеличения давления закачки на 10-30% от начального давления закачки при следующем содержании компонентов, мас.%: наполнитель - 0,1-1,5, щелочной реагент - 0,1-5,0, вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/дм3 - остальное, в качестве наполнителя используют древесную или доломитовую муку, в качестве щелочного реагента - 10%-ный водный раствор гидроксида натрия или тринатрийфосфата, затем осуществляют закачку второй оторочки водной дисперсии наполнителя и щелочного реагента до увеличения давления закачки на 15-50% от начального давления закачки, не превышающего максимального допустимого давления на эксплуатационную колонну или продуктивные пласты, при следующем содержании компонентов, мас.%: наполнитель - 0,05-1,2, щелочной реагент - 0,05-3,5, вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/дм3 - остальное, в качестве наполнителя используют древесную или доломитовую муку, в качестве щелочного реагента - 10%-ный водный раствор гидроксида натрия или тринатрийфосфата, после закачки второй оторочки осуществляют ее продавку в пласт водой в объеме 15-20 м3, при этом закачку в пласт указанных оторочек осуществляют в объемном соотношении (1-4): (3-1). Технический результат заключается в повышении эффективности за счет снижения обводненности и увеличения охвата пласта. 2 н.п. ф-лы, 4 табл.

 

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам добычи нефти из неоднородного нефтяного пласта путем регулирования охвата пласта заводнением и перераспределения фильтрационных потоков.

Известен способ разработки обводненного неоднородного пласта нефтяной залежи, включающий закачку в пласт водной суспензии дисперсных частиц (пат. RU №2043494, МПК Е21В 43/32, Е21В 33/138, опубл. 10.09.1995 г., Бюл. №25). В качестве дисперсных частиц используют древесную муку.

Недостатком известного способа является низкая эффективность, обусловленная недостаточной водоизолирующей способностью из-за быстрого размыва дисперсных частиц нагнетаемой водой.

Известен способ разработки обводненной залежи (патент RU №2039224, МПК Е21В 43/22, опубл. 09.07.1995 г., Бюл. №19), включающий последовательную закачку в пласт через нагнетательную скважину водного раствора соли многовалентного металла, щелочного раствора - водного раствора щелочного стока производства капролактама. При его применении повышается эффективность вытеснения нефти.

Недостатками данного способа являются низкая тампонирующая способность состава и вследствие этого невысокая эффективность изоляции промытых зон пласта и высокопроницаемых интервалов пласта.

Известен способ регулирования разработки нефтяных месторождений заводнением (пат. RU №2090746, МПК Е21В 43/22, опубл. 20.09.1997 г., Бюл. №26), включающий закачку в пласт водного раствора полимера и суспензии дисперсных частиц. В качестве полимера используют полиакриламид или полиоксиэтилен, или карбоксиметилцеллюлозу. В качестве дисперсных частиц используют известковый порошок, кварцевый песок, диамитовую муку, смесь древесной муки с глинопорошком, глинопорошок.

Недостатками способа являются кратковременность эффекта, сложность осуществления из-за использования чередующейся закачки водного раствора полимера и суспензии, не обеспечивающий полного блокирования высокопроницаемых обводненных зон и вовлечения в разработку ранее недренируемых пропластков продуктивного пласта за счет регулирования фронта заводнения и увеличения охвата пластов воздействием, что приводит к низкой нефтеотдаче пласта.

Наиболее близким по технической сущности и решаемой задаче является способ добычи нефти (пат. RU №2057914, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.04.1996 г., Бюл. №10), включающий закачку в пласт дисперсии твердых частиц в водном растворе полимера или щелочного реагента. В качестве твердых частиц используют древесную муку, в качестве щелочи - едкий натрий или силикат натрия, или едкий калий 0,05-20,0 мас. %.

Недостатком известного способа является его низкая эффективность в неоднородных нефтяных пластах вследствие невозможности полного блокирования высокопроницаемых обводненных зон пласта и вовлечения в разработку ранее не охваченных воздействием низкопроницаемых нефтенасыщенных зон пласта. В результате охват пластов воздействием незначителен, и нефтеотдача пласта остается невысокой.

Техническими задачами предложения являются увеличение нефтеотдачи пласта и снижение обводненности добывающих скважин за счет увеличения охвата пласта воздействием, а также расширение технологических возможностей способа.

Технические задачи предложения решаются способом разработки неоднородного нефтяного пласта, включающим приготовление и закачку в пласт водной дисперсии наполнителя и щелочного реагента.

По первому варианту новым является то, что предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при начальном давлении закачки, при приемистости нагнетательной скважины от 200 до 400 м3/сут закачивают водную дисперсию наполнителя и щелочного реагента до увеличения давления закачки на 5-30% от начального давления закачки при следующем содержании компонентов, мас. %: наполнитель - 0,01-1,0, щелочной реагент - 0,01-3,0, вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/дм3 - остальное, в качестве наполнителя используют древесную муку или доломитовую муку, в качестве щелочного реагента - 10%-ный водный раствор гидроксида натрия или тринатрийфосфата, затем закачивают композицию, содержащую щелочной реагент и воду, до увеличения давления закачки на 10-50% от начального давления закачки, не превышающего максимального допустимого давления на эксплуатационную колонну или продуктивные пласты, при следующем соотношении компонентов, мас. %: щелочной реагент - 0,1-5,0, вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/дм3 - остальное, в качестве щелочного реагента используют 10%-ный водный раствор гидроксида натрия или тринатрийфосфата, и осуществляют ее продавку в пласт водой в объеме 10-15 м3, при этом закачку в пласт указанных водной дисперсии наполнителя и щелочного реагента и композиции, содержащей щелочной реагент и воду, осуществляют в объемном соотношении (1-5):(4-1).

По второму варианту новым является то, что предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при начальном давлении закачки, при приемистости нагнетательной скважины от 400 до 800 м3/сут закачивают водную дисперсию наполнителя и щелочного реагента двумя оторочками, первую оторочку водной дисперсии наполнителя и щелочного реагента закачивают до увеличения давления закачки на 10-30% от начального давления закачки при следующем содержании компонентов, мас. %: наполнитель - 0,1-1,5, щелочной реагент - 0,1-5,0, вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/дм3 - остальное, в качестве наполнителя используют древесную или доломитовую муку, в качестве щелочного реагента - 10%-ный водный раствор гидроксида натрия или тринатрийфосфата, затем осуществляют закачку второй оторочки водной дисперсии наполнителя и щелочного реагента до увеличения давления закачки на 15-50% от начального давления закачки, не превышающего максимального допустимого давления на эксплуатационную колонну или продуктивные пласты, при следующем содержании компонентов, мас. %: наполнитель - 0,05-1,2, щелочной реагент - 0,05-3,5, вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/дм3 - остальное, в качестве наполнителя используют древесную или доломитовую муку, в качестве щелочного реагента - 10%-ный водный раствор гидроксида натрия или тринатрийфосфата, после закачки второй оторочки осуществляют ее продавку в пласт водой в объеме 15-20 м3, при этом закачку в пласт указанных оторочек осуществляют в объемном соотношении (1-4):(3-1).

Для приготовления водной дисперсии наполнителя и щелочного реагента и композиции, содержащей щелочной реагент и воду, используют следующие реагенты:

- древесную муку (ГОСТ 16361-87) или доломитовую муку (ГОСТ 14050-93);

- 10%-ный водный раствор гидроксида натрия (ГН) готовят предварительно на устье скважины или в условиях химбазы путем смешения раствора гидроксида натрия с массовой долей не более 46%, выпускаемого по ГОСТ Р 55064, и пресной воды в объемном соотношении 1:5, плотность 10%-ного водного раствора ГН составляет не менее 1,11 г/см3;

- 10%-ный водный раствор тринатрийфосфата готовят предварительно на устье скважины или в условиях химбазы путем смешения порошкообразного тринатрийфосфата, выпускаемого по ГОСТ 201-76, и пресной воды, плотность 10%-ного водного раствора ТНФ составляет не менее 1,05 г/см3.

Для приготовления водной дисперсии наполнителя и щелочного реагента и композиции, содержащей щелочной реагент и воду, используют воду производственную или воду из системы поддержания пластового давления на выбранном для реализации предлагаемого способа участке эксплуатационного объекта с минерализацией от 0,15 до 300 г/дм3.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

По первому варианту.

Выбирают участок нагнетательной скважины и проводят анализ его разработки. Проводят комплекс гидродинамических и геофизических исследований. Определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении закачки от водовода, минерализацию закачиваемой воды, максимальное допустимое давление на эксплуатационную колонну и продуктивные пласты. Определяют добывающие скважины, гидродинамически связанные с нагнетательной скважиной. На основе анализа геолого-технологических показателей (проницаемости коллектора, толщины нефтенасыщенного продуктивного пласта, пористости, дебита по нефти и жидкости по участку, обводненности добываемой продукции), начальной приемистости нагнетательной скважины (200-400 м3/сут) рассчитывают предварительные объемы закачки водной дисперсии наполнителя и щелочного реагента и композиции, содержащей щелочной реагент и воду, объемное соотношение водной дисперсии наполнителя и щелочного реагента и композиции, содержащей щелочной реагент и воду, составляет (1-5):(4-1).

Приготовление и закачку водной дисперсии наполнителя и щелочного реагента и композиции, содержащей щелочной реагент и воду, осуществляют стандартными установками типа КУДР, ЦА-320 и т.д.

Водную дисперсию наполнителя и щелочного реагента готовят следующим образом.

В смесительную емкость установки типа КУДР подают воду с минерализацией от 0,15 до 300 г/дм3, поступающую по водоводу с кустовой насосной станции. В эту же емкость с водой на вход струйного насоса одновременно с помощью шнекового дозатора дозируют древесную или доломитовую муку в сухом виде с концентрацией 0,01-1,0 мас. % и с помощью дозировочного насоса - 10%-ный водный раствор гидроксида натрия или тринатрийфосфата (предварительно приготовленный в условиях химбазы и доставленный на скважину в автоцистерне) с концентрацией 0,01-3,0 мас. % из автоцистерны с расходом, обеспечивающим концентрацию гидроксида натрия или тринатрийфосфата в закачиваемой водной дисперсии наполнителя и щелочного реагента.

Расход 10%-ного водного раствора щелочного реагента для получения конечной концентрации щелочного реагента определяют по формуле:

Z=Q×C1/C2,

где Z - расход 10%-ного водного раствора щелочного реагента, м3/ч;

Q - производительность установки, м3/ч;

C1 - концентрация щелочного реагента, %;

С2 - концентрация 10%-ного водного раствора щелочного реагента, %.

Полученную водную дисперсию наполнителя и щелочного реагента из смесительной емкости в непрерывном режиме закачивают в пласт через нагнетательную скважину насосным агрегатом до увеличения давления закачки на 5-30% от начального давления закачки.

Затем закачивают в пласт композицию, содержащую щелочной реагент и воду.

Композицию, содержащую щелочной реагент и воду, готовят следующим образом.

В смесительную емкость установки типа КУДР подают воду с минерализацией от 0,15 до 300 г/дм3, поступающую по водоводу с кустовой насосной станции. В эту же емкость на вход струйного насоса одновременно дозируют 10%-ный водный раствор гидроксида натрия или тринатрийфосфата (предварительно приготовленный в условиях химбазы и доставленный на скважину в автоцистерне) с концентрацией 0,1-5,0 мас. % дозировочным насосом из автоцистерны с расходом, обеспечивающим концентрацию гидроксида натрия или тринатрийфосфата.

Расход 10%-ного водного раствора щелочного реагента для получения конечной концентрации щелочного реагента определяют по формуле.

Полученную композицию, содержащую щелочной реагент и воду, из смесительной емкости в непрерывном режиме закачивают в пласт через нагнетательную скважину насосным агрегатом до увеличения давления закачки на 10-50% от начального давления закачки, не превышающего максимального допустимого давления на эксплуатационную колонну или продуктивные пласты.

После окончания закачки запланированный объем композиции, содержащей щелочной реагент и воду, продавливают в пласт водой с минерализацией от 0,15 до 300 г/дм3 в объеме 10-15 м3.

Производят заключительные работы на скважине и далее скважину запускают в работу в том же режиме, что и до обработки.

По второму варианту.

Выбирают участок нагнетательной скважины и проводят анализ его разработки. Проводят комплекс гидродинамических и геофизических исследований. Определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении закачки от водовода, минерализацию воды, максимальное допустимое давление на эксплуатационную колонну и продуктивные пласты. Определяют добывающие скважины, гидродинамически связанные с нагнетательной скважиной. На основе анализа геолого-технологических показателей (проницаемости коллектора, толщины нефтенасыщенного продуктивного пласта, пористости, дебита по нефти и жидкости по участку, обводненности добываемой продукции), начальной приемистости нагнетательной скважины (400-800 м3/сут) определяют объемное соотношение оторочек и рассчитывают объемы закачки оторочек водной дисперсии наполнителя и щелочного реагента. Водную дисперсию наполнителя и щелочного реагента закачивают двумя оторочками в объемном соотношении (1-4):(3-1).

Приготовление и закачку оторочек водной дисперсии наполнителя и щелочного реагента осуществляют стандартными установками типа КУДР, ЦА-320 и т.д.

Первую оторочку - водную дисперсию наполнителя и щелочного реагента готовят непосредственно перед закачкой в пласт через нагнетательную скважину следующим образом.

В смесительную емкость установки типа КУДР подают воду с минерализацией от 0,15 до 300 г/дм3, поступающую по водоводу с кустовой насосной станции. В эту же емкость с водой на вход струйного насоса одновременно с помощью шнекового дозатора дозируют древесную или доломитовую муку с концентрацией 0,1-1,5 мас. % и с помощью дозировочного насоса - 10%-ный водный раствор гидроксида натрия или тринатрийфосфата (предварительно приготовленный в условиях химбазы и доставленный на скважину в автоцистерне) с концентрацией гидроксида натрия или тринатрийфосфата 0,1-5,0 мас. % из автоцистерны с расходом, обеспечивающим концентрацию щелочного реагента в закачиваемой водной дисперсии наполнителя и щелочного реагента. Расход 10%-ного водного раствора щелочного реагента для получения конечной концентрации щелочного реагента в водной дисперсии наполнителя и щелочного реагента определяют по формуле.

Полученную первую оторочку - водную дисперсию наполнителя и щелочного реагента из смесительной емкости в непрерывном режиме закачивают в пласт через нагнетательную скважину насосным агрегатом до увеличения давления закачки на 5-30% от начального давления закачки.

Вторую оторочку - водную дисперсию наполнителя и щелочного реагента готовят непосредственно перед закачкой в пласт через нагнетательную скважину следующим образом.

В смесительную емкость установки типа КУДР подают воду с минерализацией от 0,15 до 300 г/дм3, поступающую по водоводу с кустовой насосной станции. В эту же емкость с водой на вход струйного насоса одновременно с помощью шнекового дозатора дозируют древесную или доломитовую муку с концентрацией 0,05-1,2 мас. % и с помощью дозировочного насоса - 10%-ный водный раствор гидроксида натрия или тринатрийфосфата (предварительно приготовленный в условиях химбазы и доставленный на скважину в автоцистерне) с концентрацией гидроксида натрия или тринатрийфосфата 0,05-3,5 мас. % из автоцистерны с расходом, обеспечивающим концентрацию щелочного реагента в закачиваемой водной дисперсии наполнителя и щелочного реагента. Расход 10%-ного водного раствора щелочного реагента для получения конечной концентрации щелочного реагента в водной дисперсии наполнителя и щелочного реагента определяют по формуле.

Полученную вторую оторочку - водную дисперсию наполнителя и щелочного реагента из смесительной емкости в непрерывном режиме закачивают в пласт через нагнетательную скважину насосным агрегатом до увеличения давления закачки на 15-50% от начального давления закачки, не превышающего максимального допустимого давления на эксплуатационную колонну или продуктивные пласты.

После закачки второй оторочки осуществляют ее продавку в пласт водой с минерализацией от 0,15 до 300 г/дм3 в объеме 15-20 м3.

Объем закачиваемых оторочек водной дисперсии наполнителя и щелочного реагента для каждой скважины индивидуален и зависит от приемистости нагнетательной скважины при давлении на водоводе и работающей толщины пласта.

Производят заключительные работы на скважине и далее скважину запускают в работу в том же режиме, что и до обработки.

Пример конкретного выполнения.

По первому варианту. В качестве объекта опытно-промышленных работ был выбран участок с одной нагнетательной и тремя добывающими скважинами. Пласты представлены терригенными коллекторами проницаемостью 0,51 мкм2, нефтенасыщенностью 84,5%, пористостью 23,1-23,4%, нефтенасыщенная толщина пласта - 5,2 м. Среднесуточный дебит нефти на одну добывающую скважину составляет 6,7 т, средняя обводненность добываемой жидкости - 91,5%. Определяют объемное соотношение водной дисперсии древесной муки и 10%-ного водного раствора гидроксида натрия и композиции, содержащей 10%-ный водный раствор гидроксида натрия и воду с минерализацией 0,15 г/дм3, рассчитывают их объемы закачки в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины. Начальная приемистость нагнетательной скважины составляет 200 м3/сут при начальном давлении закачки 6,0 МПа, максимальное допустимое давление на эксплуатационную колонну - 9,5 МПа (пример 1, табл. 1).

Для нагнетательной скважины согласно анализу разработки участка объемное соотношение водной дисперсии древесной муки и 10%-ного водного раствора гидроксида натрия и композиции, содержащей 10%-ный водный раствор гидроксида натрия и воду с минерализацией 0,15 г/дм3, составляет 1:4, объем закачки водной дисперсии древесной муки с концентрацией 0,01 мас. % и 10%-ного водного раствора гидроксида натрия с концентрацией 0,01 мас. %, воды с минерализацией 0,15 г/л - 99,98 мас. % составляет 50 м3, объем закачки композиции, содержащей 10%-ный водный раствор гидроксида натрия с концентрацией 0,1 мас. % и воду с минерализацией 0,15 г/л - 99,9 мас. %, составляет 200 м3.

Приготовление и закачку водной дисперсии древесной муки и 10%-ного водного раствора гидроксида натрия и композиции, содержащей 10%-ный водный раствор гидроксида натрия и воду с минерализацией 0,15 г/дм3, осуществляют с помощью установки КУДР.

Водную дисперсию древесной муки и 10%-ного водного раствора гидроксида натрия в объеме 50 м3 готовят следующим образом.

В смесительную емкость установки типа КУДР подают воду с минерализацией от 0,15 г/дм3 (99,98 мас. %), поступающую по водоводу с кустовой насосной станции. В эту же емкость с водой на вход струйного насоса одновременно с помощью шнекового дозатора дозируют древесную муку в сухом виде с концентрацией 0,01 мас. % и с помощью дозировочного насоса - 10%-ный водный раствор гидроксида натрия (предварительно приготовленный в условиях химбазы и доставленный на скважину в автоцистерне) с концентрацией гидроксида натрия 0,01 мас. % из автоцистерны с расходом, обеспечивающим конечную концентрацию гидроксида натрия в закачиваемой водной дисперсии.

Расход 10%-ного водного раствора гидроксида натрия для получения конечной концентрации гидроксида натрия определяют по формуле:

Z=10×0,01/10=0,01 м3/ч.

Затем полученную водную дисперсию древесной муки и 10%-ного водного раствора гидроксида натрия из смесительной емкости в непрерывном режиме закачивают в пласт через нагнетательную скважину насосным агрегатом до увеличения давления закачки на 5% от начального давления закачки.

Затем закачивают в пласт композицию, содержащую 10%-ный водный раствор гидроксида натрия и воду с минерализацией 0,15 г/дм3, до увеличения закачки на 10% от начального давления закачки, не превышающего максимального допустимого давления на эксплуатационную колонну или продуктивные пласты.

Композицию, содержащую 10%-ный водный раствор гидроксида натрия и воду с минерализацией 0,15 г/дм3, в объеме 200 м3 готовят следующим образом.

В смесительную емкость установки типа КУДР подают воду с минерализацией 0,15 г/дм3, поступающую по водоводу с кустовой насосной станции, на вход струйного насоса одновременно дозируют 10%-ный водный раствор гидроксида натрия (предварительно приготовленный в условиях химбазы и доставленный на скважину в автоцистерне) с концентрацией 0,1 мас. % дозировочным насосом из автоцистерны с расходом, обеспечивающим концентрацию гидроксида натрия.

Расход 10%-ного водного раствора гидроксида натрия для получения конечной концентрации гидроксида натрия определяют по формуле:

Z=10×0,1/10=0,1 м3/ч.

После окончания закачки композиции, содержащей 10%-ный водный раствор гидроксида натрия и воду с минерализацией 0,15 г/дм3, в объеме 200 м3 ее продавливают в пласт водой с минерализацией 0,15 г/дм3 в объеме 10 м3.

В результате закачки изменились эксплуатационные показатели добывающих скважин: средняя обводненность добываемой продукции снизилась с 91,5 до 88,2%, дебит нефти по участку увеличился на 2,5 т (пример 1, табл. 2).

По второму варианту.

В качестве объекта опытно-промышленных работ был выбран участок с одной нагнетательной и тремя добывающими скважинами. Пласты представлены терригенными коллекторами проницаемостью 0,52 мкм2, нефтенасыщенностью 88,5%, пористостью 23,1-24,4%, нефтенасыщенная толщина пласта - 6,2 м. Среднесуточный дебит нефти на одну добывающую скважину составляет 9,8 т, средняя обводненность добываемой жидкости - 93,5%. Определяют объемное соотношение первой и второй оторочек водной дисперсии доломитовой муки и 10%-ного водного раствора тринатрийфосфата и рассчитывают их объемы закачки в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины. Начальная приемистость нагнетательной скважины составляет 400 м3/сут при начальном давлении закачки 10,0 МПа, максимальное допустимое давление на эксплуатационную колонну - 14,0 МПа (пример 1, табл. 3).

Для нагнетательной скважины согласно анализу разработки участка объемное соотношение первой и второй оторочек водной дисперсии наполнителя и щелочного реагента составляет 1:1, объем закачки первой оторочки - водной дисперсии доломитовой муки с концентрацией 0,1 мас. % и 10%-ного водного раствора тринатрийфосфата с концентрацией 0,1 мас. %, воды с минерализацией 300 г/дм3 (99,8 мас. %) составляет 100 м3, объем закачки второй оторочки - водной дисперсии доломитовой муки с концентрацией 0,08 мас. % и 10%-ного водного раствора тринатрийфосфата с концентрацией 0,08 мас. %, воды с минерализацией 300 г/дм3 - 99,84 мас. % составляет 100 м3.

Приготовление и закачку водной дисперсии доломитовой муки и 10%-ного водного раствора тринатрийфосфата проводят с помощью установки КУДР.

Первую и вторую оторочки водной дисперсии доломитовой муки и 10%-ного водного раствора тринатрийфосфата готовят непосредственно перед закачкой в пласт через нагнетательную скважину следующим образом.

Для приготовления первой оторочки водной дисперсии доломитовой муки и 10%-ного водного раствора тринатрийфосфата в смесительную емкость установки типа КУДР подают воду с минерализацией 300 г/дм3 (99,8 мас. %), поступающую по водоводу с кустовой насосной станции, в эту же емкость с водой на вход струйного насоса одновременно с помощью шнекового дозатора дозируют доломитовую муку с концентрацией 0,1 мас. % и с помощью дозировочного насоса - 10%-ный водный раствор тринатрийфосфата (предварительно приготовленный в условиях химбазы и доставленный на скважину в автоцистерне) с концентрацией тринатрийфосфата 0,1 мас. % из автоцистерны с расходом, обеспечивающим концентрацию тринатрийфосфата в закачиваемой водной дисперсии доломитовой муки и 10%-ного водного раствора тринатрийфосфата. Расход 10%-ного водного раствора тринатрийфосфата для получения конечной концентрации тринатрийфосфата в водной дисперсии доломитовой муки и 10%-ного водного раствора тринатрийфосфата определяют по формуле:

Z=10×0,1/10=0,1 м3/ч.

Полученную первую оторочку - водную дисперсию доломитовой муки и 10%-ного водного раствора тринатрийфосфата из смесительной емкости в непрерывном режиме закачивают в пласт через нагнетательную скважину насосным агрегатом. Давление закачки увеличилось на 10% от начального давления закачки (пример 1, табл. 3).

Затем готовят вторую оторочку водной дисперсии доломитовой муки и 10%-ного водного раствора тринатрийфосфата в объеме 100 м3.

В смесительную емкость установки типа КУДР подают воду с минерализацией от 300 г/дм3 (99,84 мас. %), поступающую по водоводу с кустовой насосной станции. В эту же емкость с водой на вход струйного насоса одновременно с помощью шнекового дозатора дозируют доломитовую муку с концентрацией 0,08 мас. % и с помощью дозировочного насоса - 10%-ный водный раствор тринатрийфосфата (предварительно приготовленный в условиях химбазы и доставленный на скважину в автоцистерне) с концентрацией тринатрийфосфата 0,08 мас. % из автоцистерны с расходом, обеспечивающим концентрацию тринатрийфосфата в закачиваемой водной дисперсии доломитовой муки и 10%-ного водного раствора тринатрийфосфата. Расход 10%-ного водного раствора тринатрийфосфата для получения конечной концентрации тринатрийфосфата в водной дисперсии доломитовой муки и 10%-ного водного раствора тринатрийфосфата определяют по формуле:

Z=10×0,08/10=0,08 м3/ч.

Полученную вторую оторочку - водную дисперсию доломитовой муки и 10%-ного водного раствора тринатрийфосфата из смесительной емкости в непрерывном режиме закачивают в пласт через нагнетательную скважину насосным агрегатом. Давление закачки увеличилось на 15% от начального давления закачки (пример 1, табл. 3).

После закачки второй оторочки в объеме 100 м3 ее продавливают в пласт водой с водовода в объеме 15 м3. В результате закачки изменились эксплуатационные показатели добывающих скважин: средняя обводненность добываемой продукции снизилась с 93,5 до 90,2%, дебит нефти по участку увеличился на 3,5 т (пример 1, табл. 4).

Остальные примеры осуществления способа разработки неоднородного нефтяного пласта выполняют аналогично, их результаты приведены в табл. 1-4. Дополнительная добыча нефти в среднем составила более 1500 т.

Предлагаемый способ позволяет увеличить нефтеотдачу пластов и снизить обводненность добывающих скважин за счет увеличения охвата пласта воздействием, а также расширить технологические возможности способа.

1. Способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий приготовление и закачку в пласт водной дисперсии наполнителя и щелочного реагента, отличающийся тем, что предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при начальном давлении закачки, при приемистости нагнетательной скважины от 200 до 400 м3/сут закачивают водную дисперсию наполнителя и щелочного реагента до увеличения давления закачки на 5-30% от начального давления закачки при следующем содержании компонентов, мас. %: наполнитель - 0,01-1,0, щелочной реагент - 0,01-3,0, вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/дм3 - остальное, в качестве наполнителя используют древесную или доломитовую муку, в качестве щелочного реагента - 10%-ный водный раствор гидроксида натрия или тринатрийфосфата, затем закачивают композицию, содержащую щелочной реагент и воду, до увеличения давления закачки на 10-50% от начального давления закачки, не превышающего максимального допустимого давления на эксплуатационную колонну или продуктивные пласты, при следующем соотношении компонентов, мас. %: щелочной реагент - 0,1-5,0, вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/дм3 - остальное, в качестве щелочного реагента используют 10%-ный водный раствор гидроксида натрия или тринатрийфосфата, и осуществляют ее продавку в пласт водой в объеме 10-15 м3, при этом закачку в пласт указанных водной дисперсии наполнителя и щелочного реагента и композиции, содержащей щелочной реагент и воду, осуществляют в объемном соотношении (1-5):(4-1).

2. Способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий приготовление и закачку в пласт водной дисперсии наполнителя и щелочного реагента, отличающийся тем, что предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при начальном давлении закачки, при приемистости нагнетательной скважины от 400 до 800 м3/сут закачивают водную дисперсию наполнителя и щелочного реагента двумя оторочками, первую оторочку водной дисперсии наполнителя и щелочного реагента закачивают до увеличения давления закачки на 10-30% от начального давления закачки при следующем содержании компонентов, мас. %: наполнитель - 0,1-1,5, щелочной реагент - 0,1-5,0, вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/дм3 - остальное, в качестве наполнителя используют древесную или доломитовую муку, в качестве щелочного реагента - 10%-ный водный раствор гидроксида натрия или тринатрийфосфата, затем осуществляют закачку второй оторочки водной дисперсии наполнителя и щелочного реагента до увеличения давления закачки на 15-50% от начального давления закачки, не превышающего максимального допустимого давления на эксплуатационную колонну или продуктивные пласты, при следующем содержании компонентов, мас. %: наполнитель - 0,05-1,2, щелочной реагент - 0,05-3,5, вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/дм3 - остальное, в качестве наполнителя используют древесную или доломитовую муку, в качестве щелочного реагента - 10%-ный водный раствор гидроксида натрия или тринатрийфосфата, после закачки второй оторочки осуществляют ее продавку в пласт водой в объеме 15-20 м3, при этом закачку в пласт указанных оторочек осуществляют в объемном соотношении (1-4):(3-1).



 

Похожие патенты:

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.

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.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к системам нефтепромыслового обустройства при разработке месторождений тяжелых нефтей и природных битумов.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли, в частности к скважинным струйным установкам, и предназначено для добычи пластовых флюидов из скважин с одновременным интенсифицирующим воздействием на прискважинную зону продуктивного пласта.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к разработке многообъектного месторождения. Способ разработки нефтяного месторождения включает бурение наклонно направленных добывающих и нагнетательных скважин, отбор из добывающих скважин и закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины.

Изобретение относится к области добычи трудно извлекаемых запасов нефти и газового конденсата с помощью диоксида углерода. Технический результат - повышение эффективности добычи остаточных запасов нефти за счет использования геологически аккумулированного при технологических процессах диоксида углерода.

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.

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 нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при кислотной обработке призабойной зоны карбонатного пласта. Технический результат - повышение эффективности проведения кислотной обработки карбонатного пласта за счет снижения коррозионной активности по отношению к промысловому оборудованию, выполненному из стали, и повышение растворяющей способности кислотного состава по отношению к карбонатному пласту.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам добычи нефти из неоднородного нефтяного пласта путем регулирования охвата пласта заводнением и перераспределения фильтрационных потоков. По первому варианту предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при начальном давлении закачки, при приемистости нагнетательной скважины от 200 до 400 м3сут закачивают водную дисперсию наполнителя и щелочного реагента до увеличения давления закачки на 5-30 от начального давления закачки при следующем содержании компонентов, мас.: наполнитель - 0,01-1,0, щелочной реагент - 0,01-3,0, вода с минерализацией от 0,15 до 300 гдм3 - остальное, в качестве наполнителя используют древесную муку или доломитовую муку, в качестве щелочного реагента - 10-ный водный раствор гидроксида натрия или тринатрийфосфата, затем закачивают композицию, содержащую щелочной реагент и воду, до увеличения давления закачки на 10-50 от начального давления закачки, не превышающего максимального допустимого давления на эксплуатационную колонну или продуктивные пласты, при следующем соотношении компонентов, мас.: щелочной реагент - 0,1-5,0, вода с минерализацией от 0,15 до 300 гдм3 - остальное, в качестве щелочного реагента используют 10-ный водный раствор гидроксида натрия или тринатрийфосфата, и осуществляют ее продавку в пласт водой в объеме 10-15 м3, при этом закачку в пласт указанных водной дисперсии наполнителя и щелочного реагента и композиции, содержащей щелочной реагент и воду, осуществляют в объемном соотношении :. По второму варианту предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при начальном давлении закачки, при приемистости нагнетательной скважины от 400 до 800 м3сут закачивают водную дисперсию наполнителя и щелочного реагента двумя оторочками, первую оторочку водной дисперсии наполнителя и щелочного реагента закачивают до увеличения давления закачки на 10-30 от начального давления закачки при следующем содержании компонентов, мас.: наполнитель - 0,1-1,5, щелочной реагент - 0,1-5,0, вода с минерализацией от 0,15 до 300 гдм3 - остальное, в качестве наполнителя используют древесную или доломитовую муку, в качестве щелочного реагента - 10-ный водный раствор гидроксида натрия или тринатрийфосфата, затем осуществляют закачку второй оторочки водной дисперсии наполнителя и щелочного реагента до увеличения давления закачки на 15-50 от начального давления закачки, не превышающего максимального допустимого давления на эксплуатационную колонну или продуктивные пласты, при следующем содержании компонентов, мас.: наполнитель - 0,05-1,2, щелочной реагент - 0,05-3,5, вода с минерализацией от 0,15 до 300 гдм3 - остальное, в качестве наполнителя используют древесную или доломитовую муку, в качестве щелочного реагента - 10-ный водный раствор гидроксида натрия или тринатрийфосфата, после закачки второй оторочки осуществляют ее продавку в пласт водой в объеме 15-20 м3, при этом закачку в пласт указанных оторочек осуществляют в объемном соотношении :. Технический результат заключается в повышении эффективности за счет снижения обводненности и увеличения охвата пласта. 2 н.п. ф-лы, 4 табл.

Наверх