RU2004782C1 - Способ разработки нефт ных месторождений - Google Patents

Способ разработки нефт ных месторождений

Info

Publication number
RU2004782C1
RU2004782C1 SU4928446A RU2004782C1 RU 2004782 C1 RU2004782 C1 RU 2004782C1 SU 4928446 A SU4928446 A SU 4928446A RU 2004782 C1 RU2004782 C1 RU 2004782C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
water
injection
formation
oil
mineralized
Prior art date
Application number
Other languages
English (en)
Inventor
Рафаэль Хатмуллович Алмаев
Виктор Сергеевич Асмоловский
Лиди Васильевна Базекина
Ким Хусаинович Гайнуллин
Олег Сайренович Кашапов
Иван Георгиевич Плотников
Original Assignee
Научно-исследовательский институт "Нефтеотдача"
Нефтегазодобывающее управление "Южарланнефть"
Нефтегазодобывающее управление "Арланнефть"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Научно-исследовательский институт "Нефтеотдача", Нефтегазодобывающее управление "Южарланнефть", Нефтегазодобывающее управление "Арланнефть" filed Critical Научно-исследовательский институт "Нефтеотдача"
Priority to SU4928446 priority Critical patent/RU2004782C1/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2004782C1 publication Critical patent/RU2004782C1/ru

Links

Landscapes

  • Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)

Abstract

Сущность изобретени : через нагнетательную скважину закачивают последовательно минерализованную воду, водный раствор полимера, минерализованную воду, концентрированный раствор щелочи и минерализованный раствор щелочи. Полимер и щелочную добавку закачивают при массовом соотношении от 1 :50 до 1 :500. 1 з.п.ф-лы

Description

Изобретение относитс  к нефт ной промышленности , в частности к способам разработки нефт ных месторождений, сложенных терригенными породами с пластовыми минерализованными водами.
Известно широкое применени  различных модификаций полимерного заводнени  дл  повышени  нефтеотдачи пластов. Имеетс  р д патентов, защищающих способы вытеснени  нефти из пласта водными растворами полимеров с различными неорганическими добавками. Основным недостатком известных способов  вл етс  низка  эффективность дл  повышени  охвата пластов заводнением, в особенности на минерализованных пластовых водах, св занна  с разрушением нагнетаемых в пласт флюидов в призабойной зоне пласта и падением приемистости нагнетательных СКРЗ- жин.
Известно также щелочно-полимерное заводнение. Однако разбавленные растворы щелочей в опресненных водах улучшают лишь нефтевытесн ющие свойства нагнетаемой в пласт воды, не повышал охвата пластов заводнениесл. В присутствии минеральных солей пластовой воды происходит закупоривание приззбойнойзоны нагнетательных скоажин и снижение их приемистости.
Наиболее близким к предлагаемому по технической сущности и достигаемому результату  вл етс  способ разработки нефт ных месторождений, предусматривающий добавку к нагнетаемому флюиду гидроокиси аммони  (1-4 мас.%) и полимера экрилами- да (0.01-0,5 мае. %).
Недостатком известного способа  вл етс  низка  эффективность из-за недостаточного увеличени  охвата пласта воздействием и снижени  приемистости нагнетательных скважин в процессе нагнетани .
Целью изобретени   вл етс  повышение эффективности способа разработки за счет увеличени  охвата пласта воздействием и повышени  приемистости нагнетательной скважины з процессе нагнетани .
Поставленна  цель достигаетс  тем, что водный раствор полимера и щелочную добавку закачивают последовательно между закачками минерализованной воды, причем в качестве щелочной добавки используют концентрированный раствор щелочи. Полимер и щелочную добавку закачивают при массовом соотношении от 1:50 до 1:500.
Способ обеспечивает большую приемистость нагнетательной скважины п процессе нагнетани  реагентов с одновременным
0
5
0
5
0
0
5
0
5
эффективным повышением охвата пласта воздействием.
Достигаемый положительный эффект обеспечиваетс  тем, что образующиес  при взаимодействии концентрированной щелочи и минерализованной воды легкоподоиж- ные мелкодисперсные фильтрующиес  осадки гидрофилируют поверхность горной породы и вступают во взаимодействие с макромолекулами полимера (которые обладают меньшей подвижностью при течении через пористую среду). Происходит агрегирование фильтрующихс  осадков, которые равномерно распредел ютс  по пласту со значительным снижением проницаемости водопровод щих пропластков. Таким образом , повышаетс  охват пласта заводнением , причем приемистость нагнетательной скважины сохран етс .
Дл  осуществлени  способа предварительно провод т комплекс геолого-физических исследований нагнетательной скважины. Специально вы вл ют добывающие скважины, гидродинамически наиболее св занные с нагнетательной. Через скважину , нагнетающую минерализованную воду, в пласт закачивают первоначально оторочку раствора полимера, а затем - концентрированной щелочи, после чего продолжаетс  закачивание минерализованной воды.
В качестве полимеров используют водорастворимые линейные полимеры акрила- мида, оксиэтилена, аминосульфонэ, диаллиламмонийхлорида и др. Предпочтительно использование полимеров акрила- мида, обладающих высокой агрегирующей способностью осадков. Концентраци  полимеров в оторочке может составл ть 0,05- 0,5%.
В качестве щелочной добавки используют товарные формы щелочей:гидроокиси натри , кали , аммони , концентраци  которых в оторочке составл ет 20-45%, предпочтительно 20-25%.
Способ эффективнее на неоднородных терригенных пластах, содержащих нефть повышенной в зкости (до 50 мПа -с) и минерализованные пластовые воды хлоркальци- евого типа, с высоким соотношением вытесн ющей воды и нефти и высокими скорост ми прорыва воды от нагнетательной к добывающей скважине, с быстрым обводнением добываемой нефти.
Пример. Разработку нефт ного месторождени  осуществл ют в услови х неоднородных терригенных пластов со средней проницаемостью 0,5-1,0 мкм2, пористостью 0,20-0,25 и минерализованными пластовыми водами с суммарным содержанием со- г/дм . Глубина залегани 
нефтеносного пласта составл ет 1500 м, толщина -5м. Пласт вскрыт одной нагнетательной и одной добывающей скважинами. Приемистость нагнетательной скважины 250 м3/сут, расход нагнетаемой минерализованной воды 250 м3/сут. Обводненность добываемой нефти 98%, т.е. месторождение находитс  на поздней стадии разработки .
Дл  осуществлени  способа в пласт через нагнетательную скважину закачивают 0,5%-ный раствор полимера акриламида в объеме 5 м3, а затем концентрат 24%-ного раствора аммиака (товарна  форма) в объеме 50 м . Суммарный объем оторочек полимера и щелочи, израсходованных на обработку скважины и создание зон осадка, составл ет около 0,01 объема пор пласта. Отбор нефти производитс  через добывающую скважину. Дл  контрол  хода разработ- ки рекомендуетс  наблюдение за приемистостью нагнетательной скважины.
Эффективность предлагаемого способа подтверждаетс  результатами физического моделировани  процессов закачки полимера и щелочной добавки на модел х пласта в услови х, близких к пластовым.
Сравнительные эксперименты выполнены при вытеснении остаточной нефти (после полного вытеснени  минерализованной водой) из моделей пласта длиной 60 см и диаметром 3 см, представленных образцами кернов естественных терригенных песчаных пород со средней проницаемостью 0,7 мкм2. В образцах песчаника создают св занную воду, насыщают подготовленной моделью нефти в зкостью 20 мПа -с и помещают в воздушный термостат. Затем через подготовленную модель пласта фильтруют при посто нном объемном расходе 6 см3/ч (100-140 м /сут) воду с минерализацией 140 г/л до стабилизации перепадов давлени  и прекращени  вытеснени  нефти. После этого в линейную модель пласта подают последовательно 0,5%-ный раствор полиакри- ламида и 24%-ного раствора аммиака по 0,1 объема пор пласта. Фильтрацию останавливают , выдерживают в течение 10ч дл  достижени  состо ни  равновеси , затем вновь фильтруют минерализованную воду дестабилизации перепадов давлени  на модели пласта и прекращени  вытеснени  нефти.
В процессе закачек реагентов и минерализованной воды замер ют перепады давлени  и по закону Дарси оценивают величины относительного изменени  проницаемости по модели пласта.
Результаты физического моделировани  способа представлены в таблице.
Полученные на модели пласта параметры процесса подтверждают эффективность данного способа и достоверность предложенного механизма улучшени  степени
снижени  проницаемости водопровод щих пропластков и повышени  охвата пласта заводнением при течении через пористую среду минерализованной воды вследствие усложнений линий тока при одновременном
0 увеличении приемистости нагнетательной скважины.
Из данных табл. видно, что по сравнению с прототипом в процессе закачивани  концентрированных щелочно-полимерных
5 реагентов резко снижаетс  перепад давлени  (увеличиваетс  проницаемость) на входе модели пласта, т.е. увеличиваетс  ее приемистость (опыты 3-9). Это позвол ет нагнетать в модель пласта беспреп тственно
0 минерализованную воду дл  снижени  проницаемости водопромытых зон. При этом в процессе нагнетани  минерализованной воды за счет образовани  в модели пласта агрегатированных осадков происходит зна5 чительное снижение проницаемости водопровод щих пропластков.
Результаты исследований показывают, что оптимальным  вл етс  соотношение полимера и щелочи от 1:50 до 1:500. Сниже0 ние количества щелочи (опыт 9) способствует в основном снижению эффективности процесса нагнетани  реагентов за счет перепада давлени  вследствие уменьшени  приемистости. Увеличение количества ще5 лочи (опыт 8), несмотр  на значительное уве- личение приемистости, приводит к ухудшению основного процесса снижени  проницаемости водопровод щих пропластков и охвата пласта заводнением.
0 Таким образом, предлагаемый способ разработки нефт ных месторождений позвол ет по простой доступной технологии проводить с высокой эффективностью обработку призабойной зоны нагнетательных
5 скважин, закачивающих минерализованную пластовую воду, с целью снижени  проницаемости водопровод щих пропластков и повышени  охвата пласта заводнением при одновременном увеличении приемисто0 сти нагнетательной скважины в процессе закачивани  реагентов.
При этом за счет структурировани  полимером образующихс  щелочных осадков в процессе нагнетани  минерализованной
5 воды снижение проницаемости водопровод щих пропластков по сравнению с прототипом увеличиваетс  до 3 и более раз при одновременном увеличении приемистости пласта в процессе нагнетани  реагентов в 5-6 раз.
Примен емые реагенты не токсичны. Способ экологически безопасен, способствует утилизации сточных минерализованных аод. Использование прессой воды исключаетс .
Способ не требует дополнительного обустройства нефт ных промыслов и примен етс  при существующей технологии заводнени  путем периодической обработки
0
лризабойной зоны скважин в процессе нагнетани  минерализованной воды.
(56) Патент США № 4632185, кл. Е21 В 43/16, 1986.
Патент США № 4267886, кл. Е21 843/22, 1981.
Патент США № 4332297, кл. Е 21 В 43/22, Е 21 8 33/138, 1980.
Патент США №3367418, кл. 116-9, 1968.
Продолжение таблицы
Примечание.+ - повышение проницаемости (приемистости) пласта, %; - - понижение.
Относительное снижение проницаемости горной породы рассчитываетс  по формуле Дарси.

Claims (2)

1. СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ, включающий закачку водного раствора полимера с щелочной добавкой через нагнетательную скважину и добычу нефти через добывающую скважину , отличающийс  тем, что, с целью повышени  эффективности способа путем увеличени  охвата пласта воздействием и
0
повышени  приемистости нагнетательной скважины в процессе нагнетани , водный раствор по- лимера и щелочную добавку закачивают последовательно между закачками минерализованной воды, причем в качестве щелочной добавки используют концентрированный раствор щелочи.
2. Способ по п.1, отличающийс  тем. что полимер и щелочную добавку закачивают при массовом соотношении 1 ; 50 - 500.
SU4928446 1991-04-17 1991-04-17 Способ разработки нефт ных месторождений RU2004782C1 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
SU4928446 RU2004782C1 (ru) 1991-04-17 1991-04-17 Способ разработки нефт ных месторождений

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
SU4928446 RU2004782C1 (ru) 1991-04-17 1991-04-17 Способ разработки нефт ных месторождений

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2004782C1 true RU2004782C1 (ru) 1993-12-15

Family

ID=21570298

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
SU4928446 RU2004782C1 (ru) 1991-04-17 1991-04-17 Способ разработки нефт ных месторождений

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2004782C1 (ru)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2546705C1 (ru) * 2014-04-24 2015-04-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ разработки нефтяной залежи (варианты)
RU2598095C1 (ru) * 2015-08-13 2016-09-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ разработки нефтяного пласта (варианты)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2546705C1 (ru) * 2014-04-24 2015-04-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ разработки нефтяной залежи (варианты)
RU2598095C1 (ru) * 2015-08-13 2016-09-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ разработки нефтяного пласта (варианты)

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US4460751A (en) Crosslinking composition and method of preparation
US3308885A (en) Treatment of subsurface hydrocarbon fluid-bearing formations to reduce water production therefrom
AU605197B2 (en) Preventing plugging by insoluble salts in a hydrocarbon-bearing formation and associated production wells
US3701384A (en) Method and composition for controlling flow through subterranean formations
US3556221A (en) Well stimulation process
US4120361A (en) Method for reducing the permeability of subterranean formations to brines
US3949811A (en) Method for reducing the permeability of subterranean formations to brines
EP0161858B1 (en) Composition for altering the permeability of a subterranean formation
EP0136773B1 (en) Composition for cross-linking carboxyl polymers and the use thereof in treating subterranean formations
RU2004782C1 (ru) Способ разработки нефт ных месторождений
US3718187A (en) Method of injection well stimulation
RU2097538C1 (ru) Способ снижения потерь вытесняющего агента и способ вторичной добычи углеводородов
CA2783864C (en) Hydrocarbon recovery enhancement methods using low salinity carbonated brines and treatment fluids
RU2146002C1 (ru) Способ регулирования фронта заводнения нефтяных пластов
RU2090746C1 (ru) Способ регулирования разработки нефтяных месторождений заводнением
RU2086757C1 (ru) Способ добычи нефти
RU2083809C1 (ru) Способ разработки обводненной нефтяной залежи
RU2757456C1 (ru) Способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта, насыщенного углеводородами с остаточной высокоминерализованной поровой водой
SU1765363A1 (ru) Способ селективной изол ции высокопроницаемых интервалов в скважине
RU2341651C1 (ru) Способ разработки обводненной нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости пластами
RU2168005C2 (ru) Способ регулирования разработки неоднородной нефтяной залежи
RU2168617C2 (ru) Способ разработки нефтяного месторождения
RU2184840C2 (ru) Способ разработки обводненной нефтяной залежи
SU1696683A1 (ru) Способ кислотной обработки призабойной зоны обводненного нефт ного пласта
RU2347899C1 (ru) Способ разработки водонефтенасыщенных пластов заводнением