RU2289686C1 - Способ обработки нефтяного пласта - Google Patents
Способ обработки нефтяного пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2289686C1 RU2289686C1 RU2005133598/03A RU2005133598A RU2289686C1 RU 2289686 C1 RU2289686 C1 RU 2289686C1 RU 2005133598/03 A RU2005133598/03 A RU 2005133598/03A RU 2005133598 A RU2005133598 A RU 2005133598A RU 2289686 C1 RU2289686 C1 RU 2289686C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- bitumen
- nbp
- bitumen product
- formations
- Prior art date
Links
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам обработки нефтяного пласта, и может быть использовано для повышения нефтеотдачи фациально-неоднородных пластов, а также для извлечения трудноизвлекаемых запасов нефти. Техническим результатом является повышение технологической эффективности обработки обводненных нефтяных пластов на участках месторождений с фациально-неоднородными пластами, содержащими трудноизвлекаемые запасы нефти. В способе обработки нефтяного пласта, включающем закачку в пласт нефтебитумного продукта - НБП, извлеченного из добывающих скважин месторождений высоковязких нефтей и битумов различными физико-химическими методами, осуществление выдержки, предварительно осуществляют закачку в призабойную зону скважины водного раствора минеральной кислоты и его выдержку, после закачки указанного НБП - продавку его в пласт закачкой продавочной жидкости и выдержку. Причем в указанный НБП вводят химический реагент и/или наполнитель, в качестве химического реагента используют поверхностно-активное вещество или полимер, или углеводородный растворитель, или спирт, в качестве наполнителя используют минеральный порошок или древесную муку, или резиновую крошку, в качестве минерального порошка используют глинопорошок или портландцемент, закачку указанного НБП и продавочной жидкости осуществляют циклически. 5 з.п. ф-лы, 1 табл.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам обработки нефтяного пласта, и может быть использовано для повышения эффективности обработки фациально-неоднородных пластов, а также для извлечения трудноизвлекаемых запасов нефти.
Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, периодическую закачку через нагнетательные скважины воды и нефти и постоянный отбор нефти до начала обводнения добывающих скважин с последующим периодическим отбором нефти через добывающие скважины только в периоды закачки нефти через нагнетательные скважины (см. патент СССР №1828494, публ. 1993 г.).
Недостатками способа являются его сложность, необходимость использования чистой нефти. Способ неэффективен из-за низкой эмульгирующей способности закачиваемой нефти.
Известен способ разработки нефтяного месторождения путем извлечения нефти через добывающие скважины и периодической закачки оторочек добываемой нефти и воды через нагнетательные скважины, при этом объем закачиваемой нефти составляет 0.05-0.2 от объема закачиваемой воды (см. патент РФ №1195717, Е 21 В 43/22, публ. 1994 г.).
Известный способ недостаточно эффективен в обводненных неоднородных по проницаемости пластах вследствие того, что добываемая нефть, закачиваемая в пласт, имеет меньшую вязкость, чем остаточная, обладая низкой эмульгирующей способностью, и не создает достаточного (эффективного) сопротивления течению воды в пористой среде.
Известен способ обработки нефтяного пласта, включающий закачку и продавку в пласт битумсодержащего реагента, представляющего собой высокомолекулярные органические соединения, включающие термопластические полимеры из группы полиолефинов и высокомолекулярные нефтяные битумы (см. Комиссаров А.И. и др. Технология селективной изоляции водопритоков с использованием полимербитумных материалов. - М.: Нефтяное хозяйство, 1985, №6, с.55).
Недостатком известного способа является то, что используемые при этом составы приемлемы только для пластов с высокой температурой 190-170°С и представленных трещиноватыми коллекторами.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ обработки обводненного нефтяного пласта по патенту РФ №2140529, МПК 6 Е 21 В 43/22, опубл. 27.10.1997 г., включающий закачку в пласт дисперсии водорастворимого полимера и тонкоизмельченных материалов в нефтебитумном продукте, извлеченного из добывающих скважин месторождений высоковязких нефтей и битумов различными физико-химическими методами.
Недостатком известного способа является недостаточная эффективность проводимой технологической операции, а именно низкая проникающая способность высокомолекулярного состава в объем пласта, поэтому не удается обработать весь необходимый интервал и провести качественную блокировку водонасыщенных зон, а также увеличить фазовую проницаемость для нефти в низкопроницаемых зонах пласта. Продуктивность скважин с течением времени быстро снижается. Эффективность воздействия оказывается невелика.
В основу предложенного изобретения поставлена задача создания способа, позволяющего повысить технологическую эффективность обработки обводненных нефтяных пластов на участках месторождений с фациально-неоднородными пластами, содержащими трудноизвлекаемые запасы нефти.
Задача решается так, что в способе обработки нефтяного пласта, включающем закачку в пласт нефтебитумного продукта - НБП, извлеченного из добывающих скважин месторождений высоковязких нефтей и битумов различными физико-химическими методами, осуществляют выдержку, предварительно осуществляют закачку в призабойную зону скважины водного раствора минеральной кислоты и его выдержку, после закачки указанного НБП - продавку его в пласт закачкой продавочной жидкости и выдержку.
В вариантах способ осуществляется следующим образом:
1. В нефтебитумный продукт вводят химический реагент и/или наполнитель;
2. В качестве химических регентов берут поверхностно-активное вещество (ПАВ) или полимер или углеводородный растворитель или спирт;
3. В качестве наполнителя берут минеральный порошок или древесную муку, или резиновую крошку;
4. В качестве минерального порошка используют глинопорошок или портландцемент;
5. Нефтебитумный продукт и продавочную жидкость закачивают циклически.
Природный битум обладает высокой энергией активации и при его внутрипластовом горении может развиваться температура 700-800°С. При таких температурах избирательность в окислении определенных структур отсутствует и битум (так называемый «НЕФТЕБИТУМНЫЙ ПРОДУКТ») заметно изменяется - уменьшается плотность, вязкость, содержание серы, выход легких и средних фракций. В процессе горения окислительные процессы протекают интенсивнее, в результате к тепловому фактору вытеснения битума добавляется влияние образующихся низкомолекулярных поверхностно-активных веществ. Как показали исследования, тепловое воздействия вызывает целый комплекс химических реакций, включающих термоокисление, термокатализ, дегидрогенизацию, термодеструкцию, поликонденсацию и т.д., приводящий к глубоким преобразованиям исходного органического вещества породы.
Таким образом, нефтебитумный продукт образуется в условиях интенсивного перемешивания в пласте при высоких температурах и флуктуациях давления и представляет собой сложную смесь углеводородов различного структурно-группового состава и их гетеропроизводных, обладающих широким спектром разнонаправленных физико-химических свойств, обуславливающих их стабильность и реакционную способность. Нефтебитумный продукт находится в коллоидно-дисперсном состоянии, образуя мицеллярные растворы. Дисперсионной средой являются мальтены, диспергированной - смолисто-асфальтеновые вещества. Смолистые фракции, играя роль ПАВ, образуют в агрегате сольватный слой. В ядре мицеллы находятся парамагнитные молекулы, обладающие наибольшей силой взаимодействия. Поверхностно-активные центры нефтебитумного продукта образованы ванадий-порфиринами, кислородсодержащими (эфирные, карбоксильные, карбонильные, гидроксильные), азотсодержащими (нитро-, амино-, амило-, имидо-), серусодержащими (сульфидные, тиольные, сульфонатные) и др. группами.
При этом нефтебитумный продукт представляет собой в большинстве случаев мультифазную водонефтяную эмульсию, содержание воды в которой колеблется в пределах 12,6-39,7%. Кроме воды, которая испаряется из эмульсии при температурах 102-110°С, по данным термического анализа, в продуктах, возможно, содержится газовая фаза (6,1-18,7%), наличие которой зафиксировано в виде отдельного эндотермического эффекта с минимумом при 50-80°С.
Мицеллярное строение нефтебитумного продукта и поверхностно-активные свойства обуславливают его водоограничительную и эмульгирующую способность.
В качестве наполнителей используют минеральные порошки, атактический пропилен, мел, глинопорошок, портландцемент, древесную муку, сажу, капрон, эпоксидную смолу, пластмассу, резиновую крошку, серу и др.
В качестве химреагентов используют, например, порошкообразный полиакриламид (ТУ 6-16-2532-810), полиэтиленоксид, карбоксиметилцеллюлоза, оксиэтилцеллюлоза, лигносульфонат (ТУ 61-04-225-79), углеводородные растворители (например, отработанный абсорбент (АО) ТУ 38-102-349-76), изопропанол (ГОСТ 9805-76), ПАВ (АФ 9-12 ТУ 38-103625-87, ОП-10 ГОСТ 8433-81, нефтяные сульфонаты натрия ТУ 38-40816-78), алюмохлорид (ТУ 38-302163-89), спирты и др.
В качестве минеральной кислоты может быть использована любая минеральная кислота или композиция минеральных кислот (соляной, плавиковой, фосфорной и др.). Для реализации технологии в промысловых условиях используют водный раствор соляной кислоты по ТУ 2458-017-129666038-2002.
В качестве продавочной жидкости могут быть использованы, например, нефтебитумный продукт или углеводородная жидкость, например безводная нефть, пластовая вода, технологическая скважинная жидкость, например солевой водный раствор и др.
Обработку добывающих и нагнетательных скважин осуществляют как раздельно, так и одновременно. Обработку добывающих и нагнетательных скважин возможно проводить повторно.
Использование заявляемого способа позволяет в широких пределах регулировать характер воздействия на пласт, обеспечивая блокировку водонасыщенных зон пласта и увеличение охвата воздействием низкопроницаемых нефтенасыщенных зон.
Способ осуществляется следующим образом.
Выбирают скважину под обработку. Предварительно в призабойную зону добывающей или нагнетательной скважины посредством насосного агрегата закачивают водный раствор минеральной кислоты при открытой межтрубной задвижке. Проводят ее технологическую выдержку в течение 2-4 часов. Затем в пласт закачивают нефтебитумный продукт или нефтебитумный продукт с химреагентом или нефтебитумный продукт с наполнителем или нефтебитумный продукт с химреагентом и наполнителем. Максимальная концентрация наполнителей и химреагентов определяется удерживающей способностью дисперсионной среды. Производят продавку изоляционного реагента в пласт продавочной жидкостью. Скважину оставляют на технологическую выдержку в течение 12-48 часов. Изоляционный реагент в вариантах осуществления способа: нефтебитумный продукт или нефтебитумный продукт с химреагентом или нефтебитумный продукт с наполнителем или нефтебитумный продукт с химреагентом и наполнителем закачивают также циклически, причем после каждого цикла закачивают продавочную жидкость.
Время окончания обработки контролируют любым известным методом.
После обработки в скважину спускают подземное оборудование и вводят в эксплуатацию.
Для доказательства соответствия заявленного изобретения критерию «промышленная применимость» приводим конкретные примеры по определению эффективности способа обработки обводненного нефтяного пласта.
Пример 1.
Обрабатывают нефтедобывающую скважину. В скважину спускают технологические насосно-компрессорные трубы (НКТ) с установкой перо-воронки напротив верхних отверстий интервала перфорации. При открытой межтрубной задвижке по технологическим НКТ посредством насосного агрегата доводят до интервала перфорации 2 м3 12% водного раствора соляной кислоты, закрывают скважину на технологическую выдержку в течение 2 часов. Затем скважину открывают и одновременно закачивают расчетный объем в количестве 25 м3 нефтебитумного продукта. Затем продавливают его в пласт 8 м3 минерализованной воды (γ=1,15 г/см3). Закрывают скважину и проводят технологическую выдержку в течение 48 часов. После истечения времени реагирования спускают подземное оборудование и запускают скважину в эксплуатацию.
За 19,4 месяцев работы скважины дополнительная добыча составила 578 т нефти.
Примеры 2-16. Выполняют технологические операции, как в примере 1. Дополнительно в нефтебитумный продукт вводят химреагент или наполнитель или химреагент и наполнитель. Объем нефтебитумного продукта, количество, концентрация химреагентов и наполнителей определяется исходя из конкретных геолого-геофизических условий обрабатываемой скважины: приемистости, вскрытой толщины пласта, результатов геофизических исследований, степени выработанности запасов участка и др.
Примеры 17-18 проводились по известному способу (прототипу).
Данные по примерам 1-18 сведены в таблицу.
По данным таблицы видно, что использование предложенного способа позволяет существенно увеличить продуктивность скважин, а также увеличить срок продолжительности эффекта.
Заявленное изобретение по сравнению с известным обладает следующими технико-экономическими преимуществами:
- повышает технологическую эффективность обработки фациально-неоднородных пластов;
- способствует вовлечению в разработку трудноизвлекаемых запасов нефти;
- позволяет увеличить продолжительность эффекта;
- используемые реагенты совместимы с любым типом пластовых и закачиваемых вод;
- используются экологически чистые недорогие крупнотоннажные реагенты.
№ п/п | Категория скважины | Тип коллектора | Реагенты | Доп. добыча (т) | Продолжит. эффекта (месяц) | ||
мин. кислота | изоляционный реагент | продавочная жидкость | |||||
Заявляемый способ | |||||||
1 | добывающая | терригенный | HCl | НБП (нефтебитумный продукт) | мин. вода | 578 | 19,4 |
2 | добывающая | терригенный | HCl | НБП + ПАВ (АФ9-6) | прес. вода | 604 | 19,5 |
3 | добывающая | карбонатный | HCl | НБП + ПАА (полиакриламид) | нефть | 708 | 21,8 |
4 | добывающая | карбонатный | HCl | НБП + Древесная мука (ДМ) | мин. вода | 800* | 28,9 |
5 | добывающая | терригенный | HCl+HF | НБП + Глинопорошок | НБП | 789 | 22,9 |
7 | добывающая | карбонатный | HCl | НБП + АФ9-6 + ДМ | прес. вода | 1891* | 30,3 |
8 | добывающая | карбонатный | HCl | НБП + ПАА + Портландцемент | мин. вода | 1449* | 24,7 |
9 | нагнетательная | карбонатный | HCl | НБП | прес. вода | 587 | 17,1 |
10 | нагнетательная | карбонатный | HCl | НБП + ПАВ (АФ9-6) | прес. вода | 640 | 19,0 |
11 | нагнетательная | терригенный | HCl | НБП + ПАА (полиакриламид) | мин. вода | 778 | 24,8 |
12 | нагнетательная | терригенный | HCl+HF | НБП + Древесная мука (ДМ) | мин. вода | 980* | 27,9 |
13 | нагнетательная | терригенный | HCl | НБП + Портландцемент (ПЦ) | мин. вода | 800 | 23,7 |
15 | нагнетательная | карбонатный | HCl | НБП + АФ9-6 + ДМ | мин. вода | 1542* | 31,9 |
16 | нагнетательная | терригенный | HCl | НБП + ПАА + ДМ + ПЦ | мин. вода | 2747* | 29,3 |
Известный способ (прототип) | |||||||
17 | добывающая | терригенный | - | нефтебитумный продукт (НБП) | мин. вода | 356 | 13,7 |
18 | нагнетательная | карбонатный | - | нефтебитумный продукт (НБП) | прес. вода | 507 | 16,4 |
* - эффект продолжается |
Claims (6)
1. Способ обработки нефтяного пласта, включающий закачку в пласт нефтебитумного продукта - НБП, извлеченного из добывающих скважин месторождений высоковязких нефтей и битумов различными физико-химическими методами, осуществление выдержки, отличающийся тем, что предварительно осуществляют закачку в призабойную зону скважины водного раствора минеральной кислоты и его выдержку, после закачки указанного НБП - продавку его в пласт закачкой продавочной жидкости и выдержку.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в указанный НБП вводят химический реагент и/или наполнитель.
3. Способ по п.2, отличающийся тем, что в качестве химического реагента используют поверхностно-активное вещество, или полимер, или углеводородный растворитель, или спирт.
4. Способ по п.2, отличающийся тем, что в качестве наполнителя используют минеральный порошок, или древесную муку, или резиновую крошку.
5. Способ по п.4, отличающийся тем, что в качестве минерального порошка используют глинопорошок или портландцемент.
6. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что закачку указанного НБП и продавочной жидкости осуществляют циклически.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2005133598/03A RU2289686C1 (ru) | 2005-10-21 | 2005-10-21 | Способ обработки нефтяного пласта |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2005133598/03A RU2289686C1 (ru) | 2005-10-21 | 2005-10-21 | Способ обработки нефтяного пласта |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2289686C1 true RU2289686C1 (ru) | 2006-12-20 |
Family
ID=37666855
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2005133598/03A RU2289686C1 (ru) | 2005-10-21 | 2005-10-21 | Способ обработки нефтяного пласта |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2289686C1 (ru) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2013154468A2 (ru) * | 2012-04-12 | 2013-10-17 | Linetskiy Alexander Petrovich | Способ повышения добычи нефтей, газоконденсатов и газов из месторождений и обеспечения бесперебойной работы добывающих и нагнетательных скважин |
RU2608137C1 (ru) * | 2015-11-23 | 2017-01-16 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта |
RU2803347C1 (ru) * | 2023-04-20 | 2023-09-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти |
-
2005
- 2005-10-21 RU RU2005133598/03A patent/RU2289686C1/ru not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
КОМИССАРОВ А.И. и др. Технология селективной изоляции водопритоков с использованием полимербитумных материалов. Нефтяное хозяйство. - М.: 1985, №6, с.55. * |
Cited By (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2013154468A2 (ru) * | 2012-04-12 | 2013-10-17 | Linetskiy Alexander Petrovich | Способ повышения добычи нефтей, газоконденсатов и газов из месторождений и обеспечения бесперебойной работы добывающих и нагнетательных скважин |
WO2013154468A3 (ru) * | 2012-04-12 | 2013-12-05 | Linetskiy Alexander Petrovich | Способ повышения добычи углеводородов и обеспечения бесперебойной работы скважин |
RU2525413C2 (ru) * | 2012-04-12 | 2014-08-10 | Александр Петрович Линецкий | Способ повышения добычи нефтей, газоконденсатов и газов из месторождений и обеспечения бесперебойной работы добывающих и нагнетательных скважин |
RU2608137C1 (ru) * | 2015-11-23 | 2017-01-16 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта |
RU2803347C1 (ru) * | 2023-04-20 | 2023-09-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти |
RU2803344C1 (ru) * | 2023-04-20 | 2023-09-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д.Шашина | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US9410405B2 (en) | Compositions and methods for enhanced hydrocarbon recovery | |
Omari et al. | A comprehensive review of recent advances on surfactant architectures and their applications for unconventional reservoirs | |
US20130000900A1 (en) | Down-hole placement of water-swellable polymers | |
US4175618A (en) | High vertical and horizontal conformance thermal oil recovery process | |
Bai et al. | Injecting large volumes of preformed particle gel for water conformance control | |
US11021647B2 (en) | Methods and compositions for diversion during enhanced oil recovery | |
US20150167437A1 (en) | Stimulation method and system for enhancing oil production | |
Abdollahi et al. | Conventional diverting techniques and novel fibr-assisted self-diverting system in carbonate reservoir acidizing with successful case studies | |
CN101103176A (zh) | 用于改进采油的组合物和方法 | |
Zhang et al. | Evaluation of different factors on enhanced oil recovery of heavy oil using different alkali solutions | |
US2796934A (en) | Selective plugging in oil wells | |
Shabib-Asl et al. | Comprehensive review of foam application during foam assisted water alternating gas (FAWAG) method | |
US3952806A (en) | Method for altering permeability of a hydrocarbon-containing formation | |
RU2289686C1 (ru) | Способ обработки нефтяного пласта | |
AU2008204671A1 (en) | Method for terminating or reducing water flow in a subterranean formation | |
US11661829B1 (en) | Sequential injection of solvent, hot water, and polymer for improving heavy oil recovery | |
RU2266394C1 (ru) | Пенообразующий состав для глушения скважин | |
RU2280761C2 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
RU2320696C1 (ru) | Реагент для повышения нефтеотдачи пластов и ограничения водопритоков в нефтяные скважины и способ обработки обводненного нефтяного пласта | |
US4194563A (en) | High conformance enhanced oil recovery process | |
US11739620B1 (en) | Methodology to improve the efficiency of gravity drainage CO2 gas injection processes | |
US11668171B2 (en) | Methodology to increase oil production rates in gravity drainage CO2 gas injection processes | |
RU2340766C1 (ru) | Способ разработки залежи углеводородов | |
RU2140529C1 (ru) | Применение нефтебитумного продукта в качестве реагента для повышения нефтеотдачи пласта и способ обработки нефтяного пласта | |
UA23587U (en) | Method for treatment of oil field with hard-extractive oil stock |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20161022 |