Способ обработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта закачкой инвертной эмульсии

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости заводненными пластами для регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничения водопритоков в добывающей скважине путем выравнивания проницаемостной неоднородности пласта. В способе обработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта закачкой инвертной эмульсии, полученной перемешиванием эмульгатора и водного раствора в определенной пропорции, используют эмульгатор, состоящий из оксиэтилированного алкилфенола АФ9-6 и олеиновой кислоты в соотношении 2:1, а также бензолсодержащей фракции, причем суммарная концентрация оксиэтилированного алкилфенола АФ9-6 и олеиновой кислоты в эмульгаторе составляет 15-39%, остальное - бензолсодержащая фракция, в качестве водного раствора используют минерализованную воду, перед закачкой эмульсии определяют допустимое давление закачки и приемистость скважины, при приемистости скважины ниже 250 м3/сут эмульгатор перемешивают перед закачкой с минерализованной водой в объемном соотношении 2:1, а при приемистости выше 250 м3/сут - в соотношении 1:2, при этом закачку в обоих случаях ведут с контролем давления, при росте давления закачки в 1,1-1,2 раза от начального удваивают объемное отношение минерализованной воды в эмульсии до соотношения 1:4, при дальнейшем росте давления в 1,1-1,2 раза соотношение увеличивают до 1:10 и далее последовательно удваивают до 1:40, при этом давление закачки не должно превышать 0,95 от допустимого значения давления. Технический результат - увеличение охвата пласта воздействием за счет более равномерного распределения эмульсии по пласту, повышение агрегативной устойчивости инвертной эмульсии и улучшение реологических свойств закачиваемой эмульсии. 3 табл., 2 пр.

 

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости заводненными пластами для регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничения водопритоков в добывающей скважине путем выравнивания проницаемостной неоднородности пласта.

Известен эмульгатор эмультал, представляющий собой смесь сложных эфиров олеиновой, линоленовой, линолевой, а также смоляных кислот, содержащихся в дистилляте таллового масла, и триэтаноламина, который применяется для получения инвертных эмульсий (Эмультал - эмульгатор инвертных эмульсионных буровых растворов / Э.Г. Кистер [и др] // РНТС. Бурение. - 1974. - №12. - С. 15-18).

К недостаткам изобретения относится то, что из-за высокой вязкости как самого эмульгатора, так и эмульсии, полученной на основе эмультала, в холодное время года технологически сложно осуществить закачку инвертной эмульсии в скважину.

Известен способ изоляции водопритока в добывающих скважинах (патент РФ №24710600 С2, Е21В 33/138, опубл. 27.12.2012. Бюл. №24), включающий закачку обратной эмульсии, отличающийся тем, что используют обратную эмульсию, включающую в качестве эмульгатора Нефтенол НЗ или Нефтенол НЗ-ТАТ, и чередуют закачку обратной эмульсии в добывающую скважину с закачкой в нее воды с образованием в скважине нескольких чередующихся слоев обратной эмульсии и воды.

В качестве жидкого углеводорода используют гексановую фракцию, стабильный бензин, газовый конденсат, дизельное топливо, а также маловязкую нефть. Эмульгатор Нефтенол НЗ представляет собой углеводородный раствор эфиров кислот талового масла и триэтаноламина.

Недостатком способа изоляции водопритока является низкая агрегативная устойчивость инвертной микроэмульсии, которая под действием пластового давления легко разрушается, и изоляционная способность эмульсии снижается.

Наиболее близким к предложенному техническому решению является способ обработки нефтяного пласта закачкой инвертной микроэмульсии (патент РФ №2381250 C1, C09K 8/584, Е21В 43/22, опубл. 10.02.2010 Бюл. №4), полученной перемешиванием эмульгатора Нефтенола и водного раствора хлорида кальция, отличающийся тем, что в качестве Нефтенола используют Нефтенол НЗ-ТАТ, предварительно перемешивают его с указанным водным раствором в объемном соотношении 1:1, а затем полученную эмульсию «кофе с молоком» перемешивают с оставшейся частью указанного водного раствора при одновременной их закачке при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Нефтенол НЗ-ТАТ - 2,5-8,0;

кальция хлорид - 0,3-12,0;

вода - остальное.

Недостатками способа являются то, что в процессе закачки эмульсии предварительно не оцениваются фильтрационно-емкостные характеристики пласта (скважины) - приемистость и допустимое давление закачки. В результате этого могут возникнуть трудности в процессе закачки эмульсии из-за несоответствия фильтрационных параметров пласта и вязкостных свойств эмульсионной системы. В результате смешения эмульсии по прототипу «кофе с молоком» с оставшейся частью водного раствора происходит резкое повышение вязкости закачиваемой эмульсии и осложняется процесс закачки, требуется высокое давление закачки, которое может привести к разрушению целостности пласта. Кроме этого высоковязкая эмульсия из-за своей низкой подвижности теряет способность глубоко проникать в пласт и в результате происходит уменьшение охвата пласта воздействием. Еще одним недостатком способа является низкая агрегативная устойчивость эмульсионной системы (ЭС), которая ведет к тому, что эмульсии в пласте легко разрушаются под действием приложенного напряжения, и уменьшается охват пласта воздействием и соответственно эффективность нефтеизвлечения.

Техническими задачами предлагаемого способа обработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта являются: увеличение охвата пласта воздействием за счет более равномерного распределения эмульсии по пласту, повышение агрегативной устойчивости инвертной эмульсии и улучшение реологических свойств закачиваемой эмульсии за счет правильно подобранного соотношения эмульгатора и воды в соответствии с приемистостью пласта, сохранение коллекторских свойств пласта за счет контроля давления закачки.

Технические задачи решаются способом обработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта закачкой инвертных эмульсий, полученных перемешиванием эмульгатора и водного раствора в определенной пропорции.

Новым является то, что используют эмульгатор, состоящий из оксиэтилированного алкилфенола АФ9-6 и олеиновой кислоты в соотношении 2:1, а также бензолсодержащей фракции, причем суммарная концентрация оксиэтилированного алкилфенола АФ9-6 и олеиновой кислоты в эмульгаторе составляет 15-39%, остальное - бензолсодержащая фракция, в качестве водного раствора используют минерализованную воду, перед закачкой эмульсии определяют допустимое давление закачки и приемистость скважины, при приемистости скважины ниже 250 м3/сут эмульгатор перемешивают перед закачкой с минерализованной водой в объемном соотношении 2:1, а при приемистости выше 250 м3/сут - в соотношении 1:2, при этом закачку в обоих случаях ведут с контролем давления, при росте давления закачки в 1,1-1,2 раза от начального удваивают объемное отношение минерализованной воды в эмульсии до соотношения 1:4, при дальнейшем росте давления в 1,1-1,2 раза соотношение увеличивают до 1:10 и далее последовательно удваивают до 1:40, при этом давление закачки не должно превышать 0,95 от допустимого значения давления.

В качестве эмульгатора инвертных эмульсий используется эмульгатор, содержащий оксиэтилированный алкилфенол АФ9-6 и олеиновую кислоту в соотношении 2:1 в суммарной концентрации 15-39% и бензолсодержащую фракцию - остальное (патент РФ №2613975 C1 B01F 17/00, C09K 8/00, C11D 1/04, C11D 3/43, опубл. 22.03.2017. Бюл. №9). Эмульгатор представляет собой прозрачную жидкость от светло-коричневого до коричневого цвета с плотностью при 20°С не менее 0,750 г/см3.

В качестве воды используется минерализованная (сточная, пластовая) вода с минерализацией от 1 до 300 г/л.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

При разработке нефтяных месторождений широко применяются технологии, основанные на закачивании в пласт устойчивых гидрофобных (инвертных) эмульсий, приготовленных в поверхностных условиях. Такие эмульсии закачиваются в нагнетательные скважины для выравнивания фронта вытеснения нефти водой, а также для селективной водоизоляции в добывающих скважинах.

В предлагаемом способе для увеличения охвата пласта воздействием предлагается осуществлять сначала закачку эмульсии с невысокой вязкостью, затем закачку эмульсии с увеличивающейся вязкостью. Маловязкая эмульсия легко проникает в пласты с низкой проницаемостью, благодаря чему увеличивается радиус проникновения, и вовлекаются в разработку ранее не охваченные пропластки. Кроме этого, предлагаемый способ обработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта способствует повышению агрегативной устойчивости инвертных эмульсий за счет правильно подобранного соотношения эмульгатора и воды и использования эмульгатора, состоящего из оксиэтилированного алкилфенола АФ9-6 и олеиновой кислоты в соотношении 2:1, благодаря которому закачиваемая эмульсия выдерживает многократное разбавление водой в пластовых условиях с увеличением вязкости.

Для повышения эффективности нефтеизвлечения и увеличения охвата пласта воздействием предлагается перед закачкой эмульсии определять допустимое давление закачки и приемистость скважины. В зависимости от приемистости скважины подбирается начальное соотношение эмульгатора и минерализованной воды. При приемистости скважины ниже 250 м3/сут выбирается соотношение 2:1, потому что при таком соотношении эмульгатора и воды образуется маловязкая эмульсия, вязкость которой, например, при скорости сдвига 27 с-1 равна 39 мПа⋅с (таблица 1). Эмульсия с такой вязкостью легко закачивается и благодаря своим гидрофобным свойствам проникает в низкопроницаемые нефтенасыщенные пласты, которые ранее не были охвачены воздействием. При дальнейшем разбавлении этой эмульсии водой до соотношения 1:1 вязкость увеличивается до значения 184 мПа⋅с, которое на порядок ниже вязкости эмульсии по прототипу в аналогичных условиях - 1880 мПа⋅с. При росте давления закачки в 1,1-1,2 раза от начального удваивают объемное отношение минерализованной воды в эмульсии до соотношения 1:4 и далее с 1:10 до 1:40 с учетом давления, которое не должно превышать 0,95 от допустимого значения давления.

При приемистости скважины выше 250 м3/сут выбирается соотношение эмульгатора и минерализованной воды 1:2, вязкость эмульсии при этом составляет 1080 мПа⋅с. Чем выше приемистость скважины (пласта), тем выше проницаемость пласта или больше объем промытых зон пласта, содержащих в основном воду. Поэтому для создания достаточного фильтрационного сопротивления, способствующего увеличению охвата пласта в этих условиях, требуется закачка более вязкой эмульсии, полученной перемешиванием эмульгатора и воды в соотношении 1:2. Во время закачки эмульсии осуществляется постоянный контроль давления закачки. При росте давления закачки в 1,1-1,2 раза от начального удваивают объемное отношение минерализованной воды в эмульсии до соотношения 1:4, при этом если давление закачки увеличивается не более чем в 1,1-1,2 раза, снова увеличивается соотношение воды в эмульсионной системе до значения 1:10. Эти операции могут повторяться вплоть до достижения соотношения воды в эмульсионной системе 1:20, 1:40. Чем больше воды содержится в инвертной эмульсии, тем выше ее вязкость и тем выше фильтрационное сопротивление, создаваемое указанной эмульсией. Для продвижения такой системы в пласте требуется приложить гораздо большее усилие (увеличить давление закачки), поэтому ведется контроль давления закачки, чтобы не произошло нарушения целостности пласта или разрушения самой эмульсионной системы. Давление закачки не должно превышать 0,95 от допустимых значений давления, установленных геологической службой для данной скважины.

В таблице 1 приведены значения динамической вязкости эмульсионной системы по предлагаемому способу и по прототипу на основе эмульгатора Нефтенол НЗ-ТАТ, полученные разбавлением водой в соотношениях от 2:1 и 1:1 до 1:40

Как видно из таблицы 1, начальная вязкость эмульсионных систем существенно отличается, вязкость эмульсии по прототипу в 27 раз выше вязкости эмульсионной системы по предлагаемому способу с соотношением эмульгатора и воды 2:1 при одной и той же скорости сдвига, равной 5,7 с-1, например 5440 мПа⋅с и 206 мПа⋅с соответственно. При соотношении эмульгатора и воды в эмульсии по предлагаемому способу, равном 1:2, как для случая применения способа при приемистости скважины выше 250 м3/сут, вязкость указанной эмульсии (3310 мПа⋅с) все равно ниже вязкости эмульсии по прототипу.

Эмульсия по прототипу обладает неудовлетворительными реологическими свойствами, которые значительно осложняют процесс закачки. Эмульсию с такой вязкостью сложнее закачать, необходимо создавать дополнительные энергетические затраты как повышение давления закачки, особенно при приемистости скважины ниже 250 м3/сут, которое может разрушить целостность пласта. Кроме этого, эмульсия по предлагаемому способу выдерживает 40-кратное разбавление водой, сохраняя при этом свои технологические свойства, эмульсия по прототипу при такой степени разбавления расслаивается на воду и углеводородную фазу.

Известно, что скорость течения концентрированных инвертных эмульсий в пористой среде со временем резко снижается даже при поддержании постоянного перепада давления, создается так называемый эффект динамического запирания. Благодаря тому, что вязкость закачиваемой эмульсии по предлагаемому способу нарастает постепенно, она способна проникнуть в гораздо большее поровое пространство, начиная от мелких пор. В результате происходит перераспределение последующих фильтрационных потоков и увеличивается охват пласта воздействием, что ведет к увеличению нефтеизвлечения.

Оценить эффективность эмульсионного состава по методике лабораторного тестирования технологий воздействия на пласт через нагнетательные скважины можно через такие параметры эффективности, как фактор сопротивления (ФС) и остаточный фактор сопротивления (ОФС). ФС есть отношение коэффициента подвижности воды до воздействия к коэффициенту подвижности эмульсионного состава в пористой среде. ОФС является отношением подвижности воды до воздействия к подвижности воды после воздействия методов увеличения нефтеотдачи пластов (МУН).

В таблице 2 приведены основные условия и результаты тестирования на девонских кернах фильтрационных свойств предлагаемых гидрофобных эмульсионных составов. Об увеличении коэффициента охвата судят по величине ОФС: чем выше ОФС, тем больше коэффициент охвата пласта воздействием.

Как видно из таблицы 2, эксперименты проводились как при одном соотношении эмульгатора и минерализованной воды, так и с увеличением соотношения воды в эмульсионной системе. Первые три серии экспериментов проведены на кернах с проницаемостью ниже 0,250 мкм2, поэтому начальное соотношение эмульгатора и воды в закачиваемой эмульсии составляло 2:1. В опытах, в которых соотношение эмульгатора и воды менялось от 2:1 к 1:1, получены более высокие значения остаточного фактора сопротивления, чем в опытах с постоянным соотношением эмульгатора и воды 2:1. Это свидетельствует о том, что эмульсия переменного состава с постепенно нарастающей вязкостью более равномерно проникает в поровое пространство керна и увеличивает охват пласта воздействием.

При закачке эмульсии с соотношением эмульгатора и воды 1:1 давление закачки возросло с 1,9 ат до 2,57 ат, рост давления превышает 1,1-1,2 от начального, поэтому дальнейшая закачка эмульсии была прекращена.

Серия экспериментов под номерами 4-8 осуществлялась при проницаемости керна выше 250 мкм2, и начальное соотношение эмульгатора и воды в закачиваемой эмульсии составляло 1:2. При этом опыты 4-5 проводились с закачкой эмульсий постоянного состава, а последующие опыты 7-8 с изменяющимся соотношением эмульгатора и воды (с увеличением доли воды в эмульсии) с контролем давления закачки до допустимого значения.

Сравнение эффективности эмульсионных составов от способа закачки показывает, что при закачке эмульсии с постоянным соотношением эмульгатора и воды остаточный фактор сопротивления в 1,5-6,6 раза ниже значений ОФС при закачке эмульсии с увеличением соотношения воды в эмульсии от 1:2 к 1:4. Все исследованные эмульсионные системы переменного состава, по предлагаемому способу имеют высокие значения остаточного фактора сопротивления в диапазоне от 6,8 до 28,8, превышая значения ОФС по прототипу в 2,4-10,1 раза. Такие высокие показатели остаточного фактора сопротивления свидетельствуют о значительном проникновении эмульсии в поровое пространство керна в результате закачки инвертной эмульсии по данному способу. Эмульсии с постоянными соотношениями эмульгатора и воды, соответственно 2:1 и 1:4, также превышают значения ОФС по прототипу в 1,1-2,7 раза.

Эмульсия по предлагаемому способу в лабораторных условиях готовится следующим образом: расчетный объем естественной пластовой воды с минерализацией 180 г/л постепенно вводится в расчетный объем эмульгатора. Соотношение эмульгатора и воды при этом может составлять 2:1, 1:2 в зависимости от проницаемости испытуемого керна. Для лучшего эмульгирования перемешивание исследуемых композиций осуществлялось с помощью электроприводной мешалки лопастного типа RW-20 (фирма IKA Werke, Германия) со скоростью 500 оборотов в минуту в течение пяти минут. Величины динамической вязкости определялись на реовискозиметре Rheomat RM-180 (фирма Mettler Toledo, Швейцария) при комнатной температуре в диапазоне скоростей сдвига (Dr) 5,4-1280 с-1. Выявлено, что водные растворы эмульгатора по предлагаемому способу после интенсивного перемешивания представляют собой устойчивые обратные эмульсии. Максимальное разбавление, при котором приготовленные эмульсии сохраняют устойчивость, равно 1:40.

Эмульсия по прототипу готовится следующим образом: предварительно готовят эмульсию «кофе с молоком» в 50 см3 эмульгатора Нефтенола НЗ-ТАТ вводится 50 см3 водного раствора 0,33% (по массе) раствора хлорида кальция. Образовавшаяся эмульсия имеет название из-за соответствующего цвета «кофе с молоком».

Примеры конкретного выполнения

Для осуществления технологии на основе гидрофобной эмульсии в промысловых условиях требуются насосные агрегаты (НА) типа ЦА-320, автоцистерны (АЦ) и емкость для приготовления рабочего раствора.

Пример 1. Предварительно по данным промысловых исследований определяют приемистость выбранной скважины и допустимое давление закачки. Скважина 1 разрабатывает нефтяной пласт толщиной 5 м, пористостью 20%. Приемистость скважины 230 м3/сут при давлении на водоводе 8,0 МПа. Минерализация воды для приготовления композиции - 110 г/л (плотность - 1070 кг/м3). Допустимое давление закачки - 13,5 МПа.

Поскольку приемистость скважины ниже 250 м3/сут, то начальное соотношение эмульгатора и воды берется 2:1. Эмульсия готовится либо в мерных емкостях НА или в автоцистерне АЦ. В мерную емкость НА или в АЦ закачивается расчетное количество эмульгатора и минерализованной воды, к примеру 4 м3 эмульгатора и 2 м3 минерализованной воды плотностью 1070 кг/м3. Эмульсия перемешивается с помощью насосного агрегата, в течение 30 минут до получения однородного состава в объеме 6 м3.

Затем полученная эмульсия закачивается в скважину. Давление закачки возросло и стабилизировалось на уровне 8,3 МПа. Рост давления не превышает 1,1-1,2 раза, поэтому следующая порция эмульсионного состава готовится с увеличенным содержанием воды относительно эмульгатора с соотношением 1:1. В мерную емкость закачивается 3 м3 эмульгатора и 3 м3 минерализованной воды. Все перемешивается. Полученная эмульсия закачивается в скважину. Давление закачки возросло до 8,9 МПа. Рост давления не превышает 1,2 раза, поэтому следующая порция эмульсионного состава готовится с увеличенным содержанием воды относительно эмульгатора с соотношением 1:2. В мерную емкость закачивается 2 м3 эмульгатора и 4 м3 минерализованной воды. Все перемешивается. Полученная эмульсия закачивается в скважину. Давление закачки возросло до 9,6 МПа. Рост давления не превышает 1,2 раза, поэтому следующая порция эмульсионного состава готовится с увеличенным содержанием воды 1:4. Для этого в мерную емкость насосным агрегатом откачивается 1,2 м3 эмульгатора и 4,8 м3 минерализованной воды. Все перемешивается. Полученная эмульсия закачивается в скважину. Давление закачки возросло до 10,6 МПа. Рост давления не превышает 1,2 раза, поэтому следующая порция эмульсионного состава готовится с увеличенным содержанием воды до 1:10. Для этого в мерную емкость насосным агрегатом откачивается 0,5 м3 эмульгатора и 5,5 м3 минерализованной воды. Давление закачки возросло до 12,9 МПа. Рост давления превышает 1,2 раза и к тому же значение давления составляет 0,96 от допустимого. Дальнейшая закачка эмульсии прекращается. После закачки эмульсионной системы в пласт нагнетают воду 5-10 м3 + объем насосно-компрессорных труб (НКТ).

Пример 2. Предварительно по данным промысловых исследований определяют приемистость выбранной скважины и допустимое давление закачки. Скважина 2 разрабатывает нефтяной пласт толщиной 8 м, пористостью 22%. Приемистость скважины - 450 м3/сут при давлении на водоводе 8,0 МПа. Минерализация воды для приготовления композиции - 170 г/л (плотность -1120 кг/м3). Допустимое давление закачки - 15,0 МПа. Поскольку приемистость скважины выше 250 м3/сут, то начальное соотношение эмульгатора и воды берется 1:2. В мерную емкость НА или в АЦ закачивается расчетное количество эмульгатора и минерализованной воды, к примеру 2 м3 эмульгатора и 4 м3 минерализованной воды плотностью 1120 кг/м3. Эмульсия перемешивается с помощью насосного агрегата, в течение 30 минут до получения однородного состава в объеме 6 м3.

Затем полученная эмульсия закачивается в скважину. Давление закачки возросло и стабилизировалось на уровне 8,8 МПа. Рост давления не превышает 1,2 раза, поэтому следующая порция эмульсионного состава готовится с увеличенным содержанием воды относительно эмульгатора с соотношением 1:4. Для этого в цистерну насосным агрегатом откачивается 1,2 м3 эмульгатора и 4,8 м3 минерализованной воды. Все перемешивается. Полученная эмульсия закачивается в скважину. Давление закачки возросло до 9,7 МПа. Рост давления не превышает 1,2 раза, поэтому следующая порция эмульсионного состава готовится с увеличенным содержанием воды до 1:10. Для этого в мерную емкость насосным агрегатом откачивается 0,5 м3 эмульгатора и 5,5 м3 минерализованной воды. Давление закачки возросло до 11,5 МПа. Рост давления не превышает 1,2 раза, поэтому следующая порция эмульсионного состава готовится с увеличенным содержанием воды до 1:20. Для этого в мерную емкость насосным агрегатом откачивается 0,3 м3 эмульгатора и 5,7 м3 минерализованной воды. Давление закачки возросло до 13,2 МПа. Рост давления не превышает 1,2 раза, поэтому следующая порция эмульсионного состава готовится с увеличенным содержанием воды до 1:40. В АЦ готовится эмульсию, для этого в цистерну насосным агрегатом откачивается 0,15 м3 эмульгатора и 5,85 м3 минерализованной воды. Давление закачки возросло до 14,5 МПа и составило 0,97 от допустимого значения давления. Закачка эмульсионного состава прекращается. После закачки эмульсионной системы в пласт нагнетают воду в объеме 5-10 м3 + объем НКТ.

Такой подход к реализации способа обусловлен особенностью инвертных (гидрофобных) эмульсий значительно увеличивать вязкость и агрегативную стабильность при увеличении водосодержания. Изменение содержания воды в эмульсии, начиная с более низких значений, соответствующих эмульсии, обладающей меньшей вязкостью, а значит большей проникающей способностью (подвижностью), к более высоким значениям водосодержания в эмульсии, обладающей большей вязкостью, позволяет более широко вовлекать нефтенасыщенные пласты в разработку и увеличивать охват пласта воздействием.

При равномерном распределении эмульсионной системы в пласте происходит более полный охват пласта (без языкообразования) и повышается эффективность нефтевытеснения. Правильно подобранное соотношение эмульгатора и воды в зависимости от приемистости скважины позволяет улучшить реологические свойства эмульсионной системы и облегчает процесс закачки, а также повышает устойчивость эмульсии в пластовых условиях. Контроль давления закачки в процессе реализации способа позволяет сохранить коллекторские свойства пласта. Благодаря вышеуказанным преимуществам способа происходит увеличение охвата пласта воздействием по сравнению с прототипом в 2,4-10,1 раза.

В предлагаемом изобретении решаются задачи увеличения охвата пласта воздействием за счет более равномерного распределения эмульсии по пласту, повышения агрегативной устойчивости инвертной эмульсии и улучшения реологических свойств закачиваемой эмульсии за счет правильно подобранного соотношения эмульгатора и воды в соответствии с приемистостью пласта, сохранения коллекторских свойств пласта за счет контроля давления закачки, которые достигаются способом обработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта закачкой инвертных эмульсий, полученных перемешиванием эмульгатора и водного раствора в определенной пропорции.

Способ обработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта закачкой инвертной эмульсии, полученной перемешиванием эмульгатора и водного раствора в определенной пропорции, отличающийся тем, что используют эмульгатор, состоящий из оксиэтилированного алкилфенола АФ9-6 и олеиновой кислоты в соотношении 2:1, а также бензолсодержащей фракции, причем суммарная концентрация оксиэтилированного алкилфенола АФ9-6 и олеиновой кислоты в эмульгаторе составляет 15-39%, остальное - бензолсодержащая фракция, в качестве водного раствора используют минерализованную воду, перед закачкой эмульсии определяют допустимое давление закачки и приемистость скважины, при приемистости скважины ниже 250 м3/сут эмульгатор перемешивают перед закачкой с минерализованной водой в объемном соотношении 2:1, а при приемистости выше 250 м3/сут - в соотношении 1:2, при этом закачку в обоих случаях ведут с контролем давления, при росте давления закачки в 1,1-1,2 раза от начального удваивают объемное отношение минерализованной воды в эмульсии до соотношения 1:4, при дальнейшем росте давления в 1,1-1,2 раза соотношение увеличивают до 1:10 и далее последовательно удваивают до 1:40, при этом давление закачки не должно превышать 0,95 от допустимого значения давления.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к композициям и жидкостям, используемым при обработке скважин гидравлическим разрывом. Гелевая композиция, содержащая акриламидный полимер или сополимер, поперечно сшитый диальдегидом, полученная смешиванием акриламидного полимера или сополимера с диальдегидом в водном растворе при рН в диапазоне от приблизительно 9,0 до приблизительно 11, где акриламидный полимер или сополимер имеет заряд в пределах от приблизительно 15 до приблизительно 35 мол.%, а молярное соотношение диальдегида к мономерам акриламидного полимера или сополимера находится в пределах примерно больше, чем от приблизительно 1,1 до приблизительно 2,0.

Группа изобретений относится к обработке подземного пласта и, в том числе, его гидроразрыва, исключающей нарушение свойств пласта и предусматривающей использование потоков разбавленной жидкости и высоконагруженной жидкости.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Сущность изобретения заключается в том, что способ включает последовательную закачку в призабойную зону пласта активной пачки и продавочной жидкости.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородных нефтяных пластов на последних стадиях разработки. Применение коагулянта, полученного из титансодержащей руды лейкоксен, в виде его 1-30%-ной водной суспензии для обработки обводненного нефтяного пласта путем закачки ее в указанный нефтяной пласт при общем объеме закачки 600-3600 м3 циклами с количеством циклов 3-5, временем выдержки между циклами 36-72 часа, после окончания последнего периода выдержки в пласт продолжают нагнетание подтоварной воды, буровых сточных вод, воды из любого природного источника, резервуара или специально приготовленных дисперсий на основе древесной муки, глинопорошка, доломита, известняка и других материалов тонкого помола, с содержанием в своем составе не менее 1000 мг/дм3 тонкодисперсных взвесей, концентрация которых в воде достаточна для образования в пласте в зонах с повышенной проницаемостью в течение короткого времени - от одного до четырех месяцев при коагуляции взвесей коагулянтом, барьеров путем заполнения взвесями 0,1-0,3 поровых объемов высокопроницаемой среды в зоне расположения коагулянта.

Изобретение относится к подземным операциям и, в частности, к введению флюидов, содержащих печную пыль, в ствол скважины через компоновку низа бурильной колонны. Технический результат – повышение эффективности способа за счет сокращения времени на бурение, крепление и цементирование с вытесняющими жидкостями.

Изобретение относится к области нефтедобычи. В способе увеличения добычи нефти, включающем закачку в пласт через скважину водной гелевой дисперсии, полученной смешением с водой порошкообразной композиции, содержащей обработанный ионизирующим излучением полиакриламид - ПАА и неорганическую соль многовалентного металла, смешение осуществляют непосредственно перед закачкой в пласт в проточном буферном объеме, соответствующем объему скважины, используют ПАА, обработанный ионизирующим излучением дозой 1-15 кГр, в качестве указанной соли - сульфат или хлорид алюминия или хрома при следующем их соотношении, мас.%: указанная соль алюминия или хрома 1-10, указанный ПАА - остальное, при содержании, мас.%: указанная композиция 0,5-3,0, пластовая вода – остальное, и времени контакта указанных композиции и воды в буферном объеме, определяемом условием по формуле где t - время контакта композиции и воды в буферном объеме, ч; Т - время равновесного набухания гелевой дисперсии в буферном объеме; Q - скорость закачки, м3/ч; V - буферный объем, м3.

Изобретение относится к композициям поверхностно-активных веществ для использования при обработке и извлечении ископаемого флюида из подземного пласта, их получению и использованию.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к повышению нефтеотдачи неоднородных по проницаемости, заводненных нефтяных пластов путем регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для проведения исследований по оценке влияния химического реагента на свойства продукции скважин.

Группа изобретений относится к извлечению нефти из пласта. Технический результат – добыча приблизительно 60 % нефти, оставшейся в керне после заводнения.

Группа изобретений относится к обработке подземного пласта и, в том числе, его гидроразрыва, исключающей нарушение свойств пласта и предусматривающей использование потоков разбавленной жидкости и высоконагруженной жидкости.

Группа изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к технологии водогазового воздействия при разработке нефтяных месторождений. Способ включает получение диспергированной водогазовой смеси, подвод ее через выходной трубопровод к нагнетательной скважине и закачку по колонне насосно-компрессорных труб к забою скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяной малоразведанной залежи. Технический результат – повышение эффективности разработки залежи.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Сущность изобретения заключается в том, что способ включает последовательную закачку в призабойную зону пласта активной пачки и продавочной жидкости.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородных нефтяных пластов на последних стадиях разработки. Применение коагулянта, полученного из титансодержащей руды лейкоксен, в виде его 1-30%-ной водной суспензии для обработки обводненного нефтяного пласта путем закачки ее в указанный нефтяной пласт при общем объеме закачки 600-3600 м3 циклами с количеством циклов 3-5, временем выдержки между циклами 36-72 часа, после окончания последнего периода выдержки в пласт продолжают нагнетание подтоварной воды, буровых сточных вод, воды из любого природного источника, резервуара или специально приготовленных дисперсий на основе древесной муки, глинопорошка, доломита, известняка и других материалов тонкого помола, с содержанием в своем составе не менее 1000 мг/дм3 тонкодисперсных взвесей, концентрация которых в воде достаточна для образования в пласте в зонах с повышенной проницаемостью в течение короткого времени - от одного до четырех месяцев при коагуляции взвесей коагулянтом, барьеров путем заполнения взвесями 0,1-0,3 поровых объемов высокопроницаемой среды в зоне расположения коагулянта.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам усиленной добычи для получения углеводородов вытеснением водой. Способ разработки нефтяной залежи включает строительство по любой из известных сеток добывающих и нагнетательных скважин, циклическую закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины.

Изобретение относится к подземным операциям и, в частности, к введению флюидов, содержащих печную пыль, в ствол скважины через компоновку низа бурильной колонны. Технический результат – повышение эффективности способа за счет сокращения времени на бурение, крепление и цементирование с вытесняющими жидкостями.

Изобретение относится к технологическим процессам перекачки, добычи и транспортировки нефти и других вязких продуктов. Способ понижения вязкости нефти, согласно которому на структуру нефти оказывают ультразвуковое воздействие на первой несущей частотной гармоники продольной волной, излучаемой возбужденным монокристаллом ниобата лития, погруженным в нефтяную среду, равной 450.0 кГц, и на 100 % амплитудно промодулированной синусоидальной волной в диапазоне частоты модуляции от 0 до 100 кГц, которые обеспечивают оптимальные энергетические условия по понижению вязкости у различных видов нефти начиная с температуры от 16°С, при которой нефть течет ламинарно, то есть без разрыва текущей струи.

Изобретение относится к области нефтедобычи. В способе увеличения добычи нефти, включающем закачку в пласт через скважину водной гелевой дисперсии, полученной смешением с водой порошкообразной композиции, содержащей обработанный ионизирующим излучением полиакриламид - ПАА и неорганическую соль многовалентного металла, смешение осуществляют непосредственно перед закачкой в пласт в проточном буферном объеме, соответствующем объему скважины, используют ПАА, обработанный ионизирующим излучением дозой 1-15 кГр, в качестве указанной соли - сульфат или хлорид алюминия или хрома при следующем их соотношении, мас.%: указанная соль алюминия или хрома 1-10, указанный ПАА - остальное, при содержании, мас.%: указанная композиция 0,5-3,0, пластовая вода – остальное, и времени контакта указанных композиции и воды в буферном объеме, определяемом условием по формуле где t - время контакта композиции и воды в буферном объеме, ч; Т - время равновесного набухания гелевой дисперсии в буферном объеме; Q - скорость закачки, м3/ч; V - буферный объем, м3.

Настоящее изобретение относится к способу, системе и композиции для добычи нефти из пласта, содержащей поверхностно-активное вещество, жидкий аммиак, полимер и воду.Способ извлечения нефти из нефтеносного пласта, материал пористой минеральной матрицы которого содержит значительные количества диоксида кремния в форме кварца, включает смешивание поверхностно-активного вещества, воды, полимера и жидкого аммиака, содержащего не более 10 мас.

Изобретение относится к композициям и жидкостям, используемым при обработке скважин гидравлическим разрывом. Гелевая композиция, содержащая акриламидный полимер или сополимер, поперечно сшитый диальдегидом, полученная смешиванием акриламидного полимера или сополимера с диальдегидом в водном растворе при рН в диапазоне от приблизительно 9,0 до приблизительно 11, где акриламидный полимер или сополимер имеет заряд в пределах от приблизительно 15 до приблизительно 35 мол.%, а молярное соотношение диальдегида к мономерам акриламидного полимера или сополимера находится в пределах примерно больше, чем от приблизительно 1,1 до приблизительно 2,0.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости заводненными пластами для регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничения водопритоков в добывающей скважине путем выравнивания проницаемостной неоднородности пласта. В способе обработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта закачкой инвертной эмульсии, полученной перемешиванием эмульгатора и водного раствора в определенной пропорции, используют эмульгатор, состоящий из оксиэтилированного алкилфенола АФ9-6 и олеиновой кислоты в соотношении 2:1, а также бензолсодержащей фракции, причем суммарная концентрация оксиэтилированного алкилфенола АФ9-6 и олеиновой кислоты в эмульгаторе составляет 15-39, остальное - бензолсодержащая фракция, в качестве водного раствора используют минерализованную воду, перед закачкой эмульсии определяют допустимое давление закачки и приемистость скважины, при приемистости скважины ниже 250 м3сут эмульгатор перемешивают перед закачкой с минерализованной водой в объемном соотношении 2:1, а при приемистости выше 250 м3сут - в соотношении 1:2, при этом закачку в обоих случаях ведут с контролем давления, при росте давления закачки в 1,1-1,2 раза от начального удваивают объемное отношение минерализованной воды в эмульсии до соотношения 1:4, при дальнейшем росте давления в 1,1-1,2 раза соотношение увеличивают до 1:10 и далее последовательно удваивают до 1:40, при этом давление закачки не должно превышать 0,95 от допустимого значения давления. Технический результат - увеличение охвата пласта воздействием за счет более равномерного распределения эмульсии по пласту, повышение агрегативной устойчивости инвертной эмульсии и улучшение реологических свойств закачиваемой эмульсии. 3 табл., 2 пр.

Наверх