RU2738544C1 - Способ разработки неоднородного нефтяного пласта - Google Patents
Способ разработки неоднородного нефтяного пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2738544C1 RU2738544C1 RU2019118517A RU2019118517A RU2738544C1 RU 2738544 C1 RU2738544 C1 RU 2738544C1 RU 2019118517 A RU2019118517 A RU 2019118517A RU 2019118517 A RU2019118517 A RU 2019118517A RU 2738544 C1 RU2738544 C1 RU 2738544C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- paa
- water
- oil
- formation
- pac
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 25
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 25
- 238000011161 development Methods 0.000 title abstract description 13
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 67
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 38
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 22
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 13
- WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K chromium(3+);triacetate Chemical compound [Cr+3].CC([O-])=O.CC([O-])=O.CC([O-])=O WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims abstract description 12
- 239000000945 filler Substances 0.000 claims abstract description 11
- 229910000323 aluminium silicate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 10
- 239000004005 microsphere Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims abstract description 7
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 claims abstract description 5
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 claims abstract description 5
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 claims abstract description 5
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000001879 gelation Methods 0.000 claims abstract description 3
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 28
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 28
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 22
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 22
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims description 7
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 6
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 claims description 4
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 claims description 4
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 claims description 4
- 101710163698 Norsolorinic acid synthase Proteins 0.000 claims description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract description 19
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 13
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 10
- 238000001914 filtration Methods 0.000 abstract description 6
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 abstract description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 abstract description 4
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 125000001449 isopropyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])(*)C([H])([H])[H] 0.000 abstract description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract 8
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 1
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 abstract 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- -1 oxyethylated alkyl phenol Chemical compound 0.000 abstract 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 11
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 8
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 8
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 4
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 4
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910021536 Zeolite Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 3
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 3
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 3
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 3
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 description 3
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 2
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 2
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 2
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 2
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 description 2
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 description 2
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 description 2
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 2
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 239000011859 microparticle Substances 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 239000002023 wood Substances 0.000 description 2
- 239000007900 aqueous suspension Substances 0.000 description 1
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 1
- 235000013339 cereals Nutrition 0.000 description 1
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 1
- 238000005189 flocculation Methods 0.000 description 1
- 239000012456 homogeneous solution Substances 0.000 description 1
- 238000000338 in vitro Methods 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 239000004071 soot Substances 0.000 description 1
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородного нефтяного пласта, а именно увеличению нефтеотдачи пластов при одновременном увеличении охвата пласта воздействием и повышении эффективности нефтевытеснения в неоднородных коллекторах на поздних стадиях разработки месторождений. Способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий закачку в пласт гелеобразующей композиции, содержащей водную дисперсию полиакриламида - ПАА с мол. мас. не менее 5⋅106 D и степенью гидролиза 5-20% и натриевую соль полианионной целлюлозы - ПАЦ, наполнитель, сшиватель - ацетат хрома, затем - дополнительно закачку оторочки смеси, содержащей водный раствор неионогенного поверхностно-активного вещества - НПАВ - окиэтилированного алкилфенола с массовой долей окиси этилена 70%, технологическую выдержку для гелеобразования, предусматривает следующее. Используют в качестве наполнителя алюмосиликатные полые микросферы АСПМ-500, ПАЦ - со степенью замещения 95% высоковязкую. При этом соотношение компонентов следующее, мас. %: ПАА - 0,3-1,0, высоковязкая ПАЦ - ВПАЦ - 0,05, ацетат хрома - 0,035-0,105, указанные микросферы - 0,005-0,6, вода – остальное. Причем массовое отношение ПАА и ВПАЦ к ацетату хрома составляет 10:1. Водная оторочка смеси содержит в качестве указанного оксиэтилированного алкилфенола оксиэтилированный алкилфенол со степенью оксиэтилирования 12 и дополнительно - ПАА и изопропиловый спирт – ИПС. Соотношение компонентов в водной оторочке, мас. %: ПАА - 0,1-0,15, ИПС - 0,5-2,0, указанное НПАВ - 0,3-0,5, вода – остальное. При этом указанные композицию и оторочку смеси водного раствора закачивают в объемном соотношении от 1:1 до 1:12, Затем ее продавливают в пласт водой в объеме 10-20 м3 и оставляют скважину на технологическую выдержку до 5 суток Технический результат заключается в снижении проницаемости высокопроницаемых зон пласта за счет увеличения фильтрационного сопротивления, повышения прочностных свойств закачиваемых гелеобразующих композиций, вовлечения в разработку низкопроницаемых, ранее неохваченных нефтенасыщенных пропластков, что приводит к повышению эффективности охвата пласта воздействием и увеличению нефтеотдачи пластов, что позволяет расширить технологические возможности способа. 2 ил., 1 пр.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к способам разработки неоднородного нефтяного пласта, а именно увеличению нефтеотдачи пластов при одновременном увеличении охвата пласта воздействием и повышении эффективности нефтевытеснения в неоднородных коллекторах на поздних стадиях разработки месторождений.
Известен способ заводнения нефтяного пласта, включающий закачку в пласт через нагнетательную скважину водной суспензии сшитого полиакриламида (ПАА) и карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ) в соотношении компонентов от 1:1 до 2:98 (патент РФ №2175383, МПК Е21В 43/22, опубл. 27.10.2001 г.).
Известный способ недостаточно эффективен в неоднородных по проницаемости нефтяных пластах из-за невысоких значений фильтрационного сопротивления. В результате снижается охват пласта вытеснением, что приводит к снижению коэффициента нефтеизвлечения.
Известен способ разработки неоднородного пласта, включающий закачку в пласт композиции, содержащей водорастворимый полимер, сшивающий агент и наполнитель, где в качестве наполнителя используют белую сажу марки БС-120 или Росил - 175 при концентрациях 0,1-1,0% (патент РФ №2256785, МПК Е21В 43/22, опубл. 20.07.2005 г.).
Недостатком способа является низкая эффективность в неоднородных по проницаемости пластах, так как используемый состав недостаточно способствует отмыву нефти при последующем ее вытеснении и невысокой прочности образующегося геля.
Известен способ разработки неоднородного нефтяного пласта путем выравнивания профиля приемистости в нагнетательных и ограничения водопритоков в добывающих скважинах (патент РФ №2169258, МПК Е21В 43/22, опубл. 2001 г.). В пласт закачивают изолирующий состав, включающий полимер (ПАА или КМЦ), сшиватель и воду. При высоких приемистостях скважины изолирующий состав дополнительно содержит наполнитель. После закачки заданного объема гелеобразующего состава осуществляют технологическую выдержку продолжительностью до 10 сут.
Недостатками данного способа являются:
- кратковременность изоляции обводнившихся пропластков из-за невысокой прочности полученных составов, полученный гель будет подвергаться быстрому разрушению. В результате нефтеотдача пластов остается невысокой;
- низкая эффективность извлечения нефти вследствие того, что закачка гелеобразующего состава вызывает снижение проницаемости промытых зон, а последующее нагнетание воды приводит лишь к частичному отмыву нефти из поровых каналов. В результате снижается охват пласта вытеснением;
- низкая эффективность способа в неоднородных по проницаемости нефтяных пластах из-за низких значений фильтрационного сопротивления. В результате снижается охват пласта вытеснением, что приводит к снижению коэффициента нефтеизвлечения.
Наиболее близким по технической сущности и решаемой задаче является способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий закачку в пласт гелеобразующей композиции, содержащей водную дисперсию ПАА с молекулярной массой не менее 5⋅106 D и степенью гидролиза 5-20% и натриевую соль полианионной целлюлозы со степенью замещения 95%, наполнитель, в т.ч. минеральный (цеолит), сшиватель - ацетата хрома, затем -дополнительно закачку оторочки смеси, содержащей водный раствор неионогенногр ПАВ - оксиэтилированного алкилфенола с массовой долей присоединения окиси этилена 70%, при объемном отношении композиции и оторочки в т.ч. 1:1, технологическую выдержку с достижением сдвиговой прочности и прироста коэффициента вытеснения нефти, имеющих совпадающие значения с заявленным способом (патент RU №2610961, МПК Е21В 43/12, С09К 8/508, Е21В 43/22, опубл. 17.02.2017 г., Бюл. №5). В качестве наполнителя используют твердые микрочастицы доломитовой или древесной муки, или цеолитсодержащей породы.
Недостатком данного способа является невозможность глубокой обработки пласта. При закачке твердых микрочастиц доломитовой или древесной муки, или цеолитсодержащей породы в водном растворе указанных полимеров происходит процесс флокуляции, вследствие которого образуются крупные полимер-дисперсные частицы, характеризующиеся низкой проникающей способностью в поровое пространство.
Также к недостаткам относится:
- кратковременность изоляции обводнившихся пропластков из-за невысокой прочности полученных составов, полученный гель будет подвергаться быстрому разрушению. В результате нефтеотдача пластов остается невысокой;
- низкая эффективность извлечения нефти вследствие того, что закачка гелеобразующего состава вызывает снижение проницаемости промытых зон, а последующее нагнетание воды приводит лишь к частичному отмыву нефти из поровых каналов. В результате снижается охват пласта вытеснением;
- низкая эффективность способа в неоднородных по проницаемости нефтяных пластах из-за низких значений фильтрационного сопротивления. В результате снижается охват пласта вытеснением, что приводит к снижению коэффициента нефтеизвлечения.
Технической задачей изобретения является снижение проницаемости высокопроницаемых зон пласта за счет увеличения фильтрационного сопротивления, повышения прочностных свойств закачиваемых гелеобразующих композиций, вовлечения в разработку низкопроницаемых, ранее неохваченных нефтенасыщенных пропластков, что приводит к повышению эффективности охвата пласта воздействием, увеличению нефтеотдачи пластов, а также расширению технологических возможностей способа.
Техническая задача решается способом разработки неоднородного нефтяного пласта, включающим закачку в пласт гелеобразующей композиции, содержащей водную дисперсию полиакриламида - ПАА с молекулярной массой не менее 5⋅106 D и степенью гидролиза 5-20% и натриевую соль полианионной целлюлозы - ПАЦ, наполнитель, сшиватель - ацетат хрома, затем - дополнительно закачку оторочки смеси, содержащей водный раствор неионогенного поверхностно-активного вещества - НПАВ - окиэтилированного алкилфенола с массовой долей окиси этилена 70%, технологическую выдержку для гелеобразования.
Новым является то, что используют в качестве наполнителя алюмосиликатные полые микросферы АСПМ-500, ПАЦ - со степенью замещения 95% высоковязкую при следующем соотношении компонентов, мас. %: ПАА - 0,3-1,0, высоковязкая ПАЦ - ВПАЦ - 0,05, ацетат хрома -0,035-0,105, алюмосиликатные полые микросферы АСПМ-500 - 0,005-0,6, вода - остальное, причем массовое соотношение полимеров ПАА и ВПАЦ к ацетату хрома составляет 10:1, водная оторочка смеси содержит в качестве НПАВ - указанного оксиэтилированного алкилфенола оксиэтилированный алкилфенол со степенью оксиэтилирования 12 и дополнительно - ПАА и изопропиловый спирт - ИПС при следующем соотношении компонентов, мас. %: ПАА - 0,1-0,15, ИПС - 0,5-2,0, указанное НПАВ - 0,3-0,5, вода - остальное, при этом указанные композицию и оторочку смеси водного раствора закачивают в объемном соотношении от 1:1 до 1:12, продавливают в пласт водой в объеме 10-20 м3 и оставляют скважину на технологическую выдержку до 5 суток.
Для приготовления гелеобразующей композиции и оторочки смеси водного раствора используют следующие реагенты:
- ПАА Представляет собой полимер акрилового ряда с молекулярной массой не менее 5⋅106 D и степенью гидролиза от 5% до 20%, образующий однородный раствор при растворении в воде любой минерализации;
- высоковязкая ПАЦ представляет собой натриевую соль полианионной целлюлозы со степенью замещения 95, массовая доля основного вещества в сухом продукте не менее 90%, растворимость в пресной воде - не менее 99%, в воде с минерализацией 180 г/дм3 - не менее 60%, динамическая вязкость 0,3%-ного раствора, приготовленного в пресной воде, не менее 10 мПа⋅с;
- ацетат хрома представляет водный раствор с содержанием основного вещества не менее 45%;
- наполнитель представляет собой алюмосиликатные полые микросферы АСПМ-500 с размером частиц 0,1-0,6 мм, насыпная плотность - 350-430 кг/м3, истинная плотность - 650-800 кг/м3 (ТУ 5717-001-11843486-2004);
- в качестве водорастворимого неионогенного ПАВ используют оксиэтилированный алкилфенол (ОАФ) со степенью оксиэтилирования 12, с массовой долей присоединения окиси этилена 70±1,0%, с температурой застывания 13-17°С;
- изопропиловый спирт (ИПС), выпускаемый по ГОСТ 9805-84.
В качестве воды для приготовления композиций используется техническая пресная или вода с минерализацией от 0,15 г/дм3 до 300 г/дм3.
Сущность предлагаемого способа обусловлена следующим. При разработке неоднородного нефтяного пласта, представленного терригенным коллектором, выполняют геофизические и гидродинамические исследования, определяют приемистость нагнетательных скважин, допустимое давление на эксплуатационную колонну. Определяют объемы закачки гелеобразующей композиции, содержащей ПАА, ВПАЦ, ацетат хрома, алюмосиликатные полые микросферы АСПМ-500 и воду, и оторочки смеси водного раствора, содержащего ПАА, ОАФ и ИПС. Закачку указанных композиции и оторочки смеси водного раствора производят с помощью стандартного оборудования, предназначенного для приготовления, дозирования и закачки технологических растворов в скважину.
Гелеобразующую композицию готовят следующим образом. В воду, поступающую по водоводу с кустовой насосной станции (КНС), через струйный насос (эжектор) дозируют в виде порошка ПАА с концентрацией 0,3-1,0 мас. %, ВПАЦ - 0,05 мас. %, алюмосиликатные полые микросферы АСПМ-500 - 0,005-0,6 мас. %. При смешивании указанных реагентов с водой образуется дисперсия, которая подается в промежуточную емкость. В эту же емкость, например, с помощью дозировочного насоса дозируют водный раствор ацетата хрома с конечной концентрацией в закачиваемом составе 0,035-0,105 мас. %. Массовое соотношение полимеров ПАА и ВПАЦ к ацетату хрома составляет 10:1. Полученную гелеобразующую композицию закачивают в скважину. После закачки гелеобразующей композиции осуществляют закачку оторочки смеси водного раствора. В воду, поступающую по водоводу с КНС, через струйный насос (эжектор) дозируют ПАА в виде порошка с концентрацией 0,1-0,15 мас. %. При смешивании ПАА с водой образуется дисперсия, которая подается в промежуточную емкость. В эту же емкость, с помощью дозировочных насосов дозируют одновременно ОАФ с концентрацией 0,3-0,5 мас. % и изопропиловый спирт 0,5-2,0 мас. % в закачиваемую смесь. Гелеобразующую композицию и указанную оторочку смеси водного раствора закачивают в объемном соотношении от 1:1 до 1:12. В процессе приготовления и закачки осуществляют контроль за качеством получаемых указанных композиций и смеси водного раствора.
По окончании закачки запланированных объемов закачек указанной гелеобразующей композиции и указанной оторочки смеси водного раствора, продавливают в пласт водой с КНС в объеме 10-20 м3. Скважину останавливают на технологическую выдержку продолжительностью до 5 суток. Производят заключительные работы на скважине и возобновляют заводнение.
В лабораторных условиях прочностные свойства гелеобразующих композиций оценивали значением сдвиговой прочности при скорости сдвига 6,5 с-1 измерением на ротационном вискозиметре Rheomat Mettler Toledo RM 180. На фиг. 1 представлена таблица с результатами исследований сдвиговой прочности гелеобразующей композиции.
Из представленных результатов видно, что составы (опыты 4-12, фиг. 1), содержащие водную дисперсию ПАА, ВПАЦ, ацетата хрома, алюмосиликатные полые микросферы АСПМ-500, обладают высокими прочностными свойствами. Сдвиговая прочность гелей с применением АСПМ-500 (опыты 7-9, фиг. 1) увеличилась в 1,2-2,1 раза по сравнению с прототипом (опыт 16, фиг. 1).
При использовании ПАА с концентрацией менее 0,3 мас. % прочность незначительно отличается от прототипа (опыты 14, 15, фиг. 1), а повышение концентрации ПАА более 1,0% нецелесообразно с экономической и технологической точек зрения, так как увеличивается стоимость реагентов и композиции (опыт 13, фиг. 1).
Закачка в пласт гелеобразующей композиции способствует формированию межмолекулярных сшивок, позволяющих управлять прочностью (опыты 4-12, фиг. 1).
При закачке гелеобразующей композиции в продуктивный пласт происходит блокирование высокопроницаемых промытых зон пласта за счет увеличения остаточного фактора сопротивления с последующим перераспределением закачиваемой следом оторочки смеси водного раствора, содержащей ПАА, ОАФ и ИПС, в менее промытые интервалы пласта, что способствует увеличению нефтевытесняющей способности закачиваемой смеси водного раствора за счет изменения смачиваемости породы, а именно, увеличения гидрофобизации поверхности породы пласта и в конечном итоге, за счет вовлечения в разработку ранее неохваченных пропластков повышается коэффициент нефтеотдачи.
Эффективность предлагаемого способа и прототипа в лабораторных условиях оценивалась по двум показателям: остаточному фактору сопротивления (ОФС) и приросту коэффициента вытеснения нефти. Эксперименты проводили на моделях пласта, представляющих собой две одинаковые трубки длиной 0,5 м, площадью поперечного сечения 5,3 см2, заполненных кварцевым песком. Подбором величины зерен кварцевого песка создавали необходимую проницаемость каналов модели пласта. Через модель пропускали воду, которую затем замещали нефтью плотностью 0,890 г/см3. Далее производили первичное вытеснение нефти водой с замером на выходе объемов нефти и воды и определяли коэффициент вытеснения нефти. Затем закачивали в модель пласта гелеобразующую композицию, содержащую ПАА, ВПАЦ, АСПМ-500 и ацетат хрома, после закачивали оторочку смеси водного раствора, содержащую ПАА, ОАФ и ИПС.Объемное соотношение гелеобразующей композиции к оторочке смеси водного раствора составляло от 1:1 до 1:12. Останавливали модель пласта на технологическую выдержку до 5 суток. Далее проводили довытеснение нефти водой с замером на выходе объемов нефти и воды. Определяли остаточный фактор сопротивления. По вытесненной нефти определяли прирост коэффициента вытеснения нефти.
На фиг. 2 представлена таблица с результатами по определению ОФС и прироста коэффициента вытеснения нефти при закачке гелеобразующей композиции и оторочки смеси водного раствора, содержащей ПАА, ОАФ и ИПС.
Пример. В модель пласта закачивают гелеобразующую композицию, содержащую ПАА с концентрацией 0,3 мас. %, ВПАЦ - 0,05 мас. %, ацетат хрома - 0,035 мас. %, алюмосиликатные полые микросферы АСПМ-500 - 0,005 мас. %, вода - 99,61 мас. %. Объемное соотношение полимеров ПАА и ВПАЦ к ацетату хрома составляет 10:1. Затем закачивают смесь водного раствора с концентрацией ПАА 0,1 мас. %, ОАФ - 0,3 мас. %, ИПС - 0,5 мас. %, вода - 99,1 мас. %. Объемное соотношение гелеобразующей композиции к оторочке смеси водного раствора составляет 1:1. Останавливают модель пласта на технологическую выдержку в течение 5 сут. Проводят довытеснение нефти водой с минерализацией 235 г/дм3 путем закачки воды с замером на выходе объемов нефти и воды. Прирост коэффициента вытеснения нефти составляет 3,1%, а ОФС - 96,5 (опыт 2, фиг. 2).
Как видно из таблицы (опыты 2-10, 13-26, фиг. 2), ОФС по предлагаемому способу разработки неоднородного нефтяного пласта возрастает в 2,8 раза по сравнению с прототипом (опыты 27-29, фиг. 2). Исследования прототипа проведены заявителем самостоятельно. Прирост коэффициента вытеснения нефти увеличивается в 1,4-1,7 раза по сравнению с прототипом (опыты 27-29, фиг. 2).
Технический результат предлагаемого способа заключается в снижении проницаемости высокопроницаемых зон пласта за счет увеличения фильтрационного сопротивления, повышения прочностных свойств закачиваемых гелеобразующих композиций, вовлечения в разработку низкопроницаемых, ранее неохваченных нефтенасыщенных пропластков, что приводит к повышению эффективности охвата пласта воздействием и увеличению нефтеотдачи пластов, что позволяет расширить технологические возможности способа.
Claims (1)
- Способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий закачку в пласт гелеобразующей композиции, содержащей водную дисперсию полиакриламида - ПАА с молекулярной массой не менее 5⋅106 D и степенью гидролиза 5-20% и натриевую соль полианионной целлюлозы - ПАЦ, наполнитель, сшиватель - ацетат хрома, затем - дополнительно закачку оторочки смеси, содержащей водный раствор неионогенного поверхностно-активного вещества - НПАВ - окиэтилированного алкилфенола с массовой долей окиси этилена 70%, технологическую выдержку для гелеобразования, отличающийся тем, что используют в качестве наполнителя алюмосиликатные полые микросферы АСПМ-500, ПАЦ - со степенью замещения 95% высоковязкую при следующем соотношении компонентов, мас. %: ПАА - 0,3-1,0, высоковязкая ПАЦ - ВПАЦ - 0,05, ацетат хрома - 0,035-0,105, алюмосиликатные полые микросферы АСПМ-500 - 0,005-0,6, вода - остальное, причем массовое соотношение полимеров ПАА и ВПАЦ к ацетату хрома составляет 10:1, водная оторочка смеси содержит в качестве НПАВ - указанного оксиэтилированного алкилфенола оксиэтилированный алкилфенол со степенью оксиэтилирования 12 и дополнительно - ПАА и изопропиловый спирт - ИПС при следующем отношении компонентов, мас. %: ПАА - 0,1-0,15, ИПС - 0,5-2,0, указанное НПАВ - 0,3-0,5, вода - остальное, при этом указанные композицию и оторочку смеси водного раствора закачивают в объемном соотношении от 1:1 до 1:12, продавливают в пласт водой в объеме 10-20 м3 и оставляют скважину на технологическую выдержку до 5 суток.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019118517A RU2738544C1 (ru) | 2019-06-14 | 2019-06-14 | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019118517A RU2738544C1 (ru) | 2019-06-14 | 2019-06-14 | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2738544C1 true RU2738544C1 (ru) | 2020-12-14 |
Family
ID=73834861
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019118517A RU2738544C1 (ru) | 2019-06-14 | 2019-06-14 | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2738544C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2797766C1 (ru) * | 2022-06-03 | 2023-06-08 | Общество с ограниченной ответственностью "ИСКО" (ООО "ИСКО") | Способ ограничения водопритока в добывающих нефтяных скважинах и выравнивания профиля приемистости, снижения приемистости в нагнетательных скважинах |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4009753A (en) * | 1976-03-22 | 1977-03-01 | Schlumberger Technology Corporation | Subsea master valve apparatus |
| US4413680A (en) * | 1981-12-21 | 1983-11-08 | Union Oil Company Of California | Permeability reduction in subterranean reservoirs |
| RU2169258C1 (ru) * | 2000-11-15 | 2001-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "ТАТРОЙЛ" | Способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных и ограничения водопритоков в добывающих скважинах |
| RU2175383C1 (ru) * | 2000-06-30 | 2001-10-27 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" (АО РИТЭК) | Способ заводнения нефтяного пласта |
| RU2256785C1 (ru) * | 2004-05-21 | 2005-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" | Способ разработки неоднородного пласта |
| RU2307240C1 (ru) * | 2006-01-31 | 2007-09-27 | Открытое Акционерное Общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО АНК "Башнефть") | Способ разработки нефтяного месторождения |
| RU2339803C2 (ru) * | 2006-12-08 | 2008-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах и ограничения водопритока в добывающих скважинах |
| RU2438004C1 (ru) * | 2010-06-16 | 2011-12-27 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина | Способ создания разделительного слоя на поверхности насыщенного раствора каменной соли в подземном резервуаре |
-
2019
- 2019-06-14 RU RU2019118517A patent/RU2738544C1/ru active IP Right Revival
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4009753A (en) * | 1976-03-22 | 1977-03-01 | Schlumberger Technology Corporation | Subsea master valve apparatus |
| US4413680A (en) * | 1981-12-21 | 1983-11-08 | Union Oil Company Of California | Permeability reduction in subterranean reservoirs |
| RU2175383C1 (ru) * | 2000-06-30 | 2001-10-27 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" (АО РИТЭК) | Способ заводнения нефтяного пласта |
| RU2169258C1 (ru) * | 2000-11-15 | 2001-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "ТАТРОЙЛ" | Способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных и ограничения водопритоков в добывающих скважинах |
| RU2256785C1 (ru) * | 2004-05-21 | 2005-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" | Способ разработки неоднородного пласта |
| RU2307240C1 (ru) * | 2006-01-31 | 2007-09-27 | Открытое Акционерное Общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО АНК "Башнефть") | Способ разработки нефтяного месторождения |
| RU2339803C2 (ru) * | 2006-12-08 | 2008-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах и ограничения водопритока в добывающих скважинах |
| RU2438004C1 (ru) * | 2010-06-16 | 2011-12-27 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина | Способ создания разделительного слоя на поверхности насыщенного раствора каменной соли в подземном резервуаре |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ТУ 5717-001-11843486-2004, Микросферы алюмосиликтные, 22.01.2004. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2797766C1 (ru) * | 2022-06-03 | 2023-06-08 | Общество с ограниченной ответственностью "ИСКО" (ООО "ИСКО") | Способ ограничения водопритока в добывающих нефтяных скважинах и выравнивания профиля приемистости, снижения приемистости в нагнетательных скважинах |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US11015109B2 (en) | Particulate profile control agent self-adaptive to size of formation pore throat and preparation method thereof | |
| CN104974724B (zh) | 适用于中高温高盐低渗油藏的地下成胶封堵剂及其制法 | |
| RU2382185C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной и ограничения водопритока в добывающей скважинах (варианты) | |
| CN105658760B (zh) | 包含锆交联剂的井处理流体及其使用方法 | |
| CN105733535A (zh) | 一种封堵型固井前置液体系及组成 | |
| RU2398958C1 (ru) | Способ регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины (варианты) | |
| RU2627785C1 (ru) | Способ регулирования профиля приёмистости нагнетательной скважины (варианты) | |
| RU2424426C1 (ru) | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта | |
| CN107629775A (zh) | 一种含油污泥调剖剂及其制备方法 | |
| RU2738544C1 (ru) | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта | |
| RU2483202C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта | |
| RU2547025C1 (ru) | Способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов (варианты) | |
| RU2627502C1 (ru) | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта с применением полимер-дисперсного состава | |
| RU2309248C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2397195C1 (ru) | Гелеобразующие составы для ограничения водопритока в скважину | |
| RU2529975C1 (ru) | Состав многофункционального реагента для физико-химических медотов увеличения нефтеотдачи (мун) | |
| RU2608137C1 (ru) | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта | |
| CN105804714A (zh) | 一种层内生气与堵水相结合的增产方法 | |
| RU2525079C1 (ru) | Способ ограничения водопритока в скважину | |
| RU2610961C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приёмистости в нагнетательной скважине | |
| RU2722488C1 (ru) | Способ разработки неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта | |
| RU2298088C1 (ru) | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта | |
| RU2410406C1 (ru) | Состав для повышения нефтеотдачи пластов и способ его приготовления | |
| RU2670298C1 (ru) | Блокирующий состав для изоляции зон поглощений при бурении и капитальном ремонте скважин | |
| RU2704168C1 (ru) | Способ изоляции водопритока в скважине |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20210319 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20210615 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20220415 |