RU2012787C1 - Способ разработки нефтяной залежи - Google Patents
Способ разработки нефтяной залежи Download PDFInfo
- Publication number
- RU2012787C1 RU2012787C1 SU5037822A RU2012787C1 RU 2012787 C1 RU2012787 C1 RU 2012787C1 SU 5037822 A SU5037822 A SU 5037822A RU 2012787 C1 RU2012787 C1 RU 2012787C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- injection
- oil
- neftenol
- formation
- permeability
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Способ разработки нефтяной залежи позволяет увеличить нефтеотдачу неоднородных пластов за счет выравнивания проницаемости разнопроницаемых пропластков и доизвлечения охваченных и неохваченных процессом заводнения остаточных запасов нефти. Способ включает закачку в пласт оторочку продукт совместной переработки кислых нефтяных гудронов и оксиэтилированного алкилфенола AФ9-4 концентрацией 0,5 - 5,0 мас. % в углеводородном растворе, затем закачивают 0,5 - 5,0-ный водный раствор продукт совместной переработки кислых нефтяных гудронов и оксиэтилированного алкилфенола AФ9-12 , закачку оторочек осуществляют за два цикла при соотношении объемов закачки в каждом цикле от 1 : 1 до 1 : 5 при общем расходе указанных выше продуктов - поверхностно-активных веществ 0,5 - 1,5% от объема пор. 1 табл.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке заводнением нефтяных залежей.
Известен способ разработки нефтяной залежи с низкими и разнопроницаемыми коллекторскими свойствами с применением водных растворов поверхностно-активных веществ с критической концентрацией мицеллообразования. Недостатком данного изобретения является недостаточное выравнивание проницаемости слоев и увеличение нефтеотдачи (на 4-5% ).
Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является способ добычи нефти за счет увеличения коэффициента охвата пласта, включающий закачку дисперсии твердых частиц в растворе поверхностно-активного вещества и полимера [1] . Недостатками этого способа являются недостаточное выравнивание разницы в проницаемости высокопроницаемых и низкопроницаемых пропластков и относительно низкая степень доизвлечения остаточной части нефти из менее проницаемых нефтенасыщенных зон неоднородного пласта.
Целью изобретения является увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов за счет выравнивания проницаемости разнопроницаемых пропластков и доизвлечения охваченных и не охваченных процессом заводнения части остаточных запасов нефти.
Достигается это тем, что в способе разработки нефтяной залежи путем закачки через нагнетательные скважины оторочки водного раствора поверхностно-активного вещества и отбора пластовых флюидов через добывающие скважины, в качестве поверхностно-активного вещества используют продукт совместной переработки кислых нефтяных гудронов и оксиэтилированного алкилфенола АФ9-12 при концентрации активного вещества 0,5-5,0 мас. % в водном растворе, перед закачкой водного раствора поверхностно-активного вещества закачивают оторочку углеводородного раствора продукта совместной переработки кислых нефтяных гудронов и оксиэтилированного алкилфенола АФ9-4 при концентрации активного вещества 0,5-5,0 мас. % в углеводородном растворе, закачку оторочек осуществляют за два цикла при соотношении объемов закачки в каждом цикле от 1: 1 до 1: 5 при общем расходе поверхностно-активного вещества 0,5-1,50% от объема пор пласта.
Существенными признаками предлагаемого технического решения являются следующие:
1. Закачка через нагнетательные скважины оторочки водного раствора поверхностно-активного вещества.
1. Закачка через нагнетательные скважины оторочки водного раствора поверхностно-активного вещества.
2. Отбор пластовых флюидов через добывающие скважины.
3. В качестве поверхностно-активного вещества используют продукт совместной переработки кислых нефтяных гудронов и оксиэтилированного алкилфенола АФ9-12.
4. Концентрация активного вещества 0,5-5,0 мас. % в водном растворе.
5. Перед закачкой водного раствора поверхностно-активного вещества закачивают оторочку углеводородного раствора продукта совместной переработки кислых нефтяных гудронов и оксиэтилированного алкилфенола АФ9-4.
6. Концентрация активного вещества 0,5-5,0 мас. % в углеводородном растворе.
7. Закачку оторочек осуществляют за два цикла.
8. Соотношение объемов закачки в каждом цикле от 1: 1 до 1: 5.
9. Общий расход поверхностно-активного вещества 0,5-1,5% от объема пор пласта.
Признаки 1 и 2 являются общими с прототипом. Признаки 3-9 являются существенными отличительными признаками.
При разработке неоднородных по проницаемости и нефтенасыщенности продуктивных нефтяных пластов методом заводнения происходит опережающее обводнение высокопроницаемых прослоев и практически полное отключение из разработки нефтенасыщенных малопроницаемых пропластков. Это приводит к раннему обводнению добывающих скважин и низким коэффициентом нефтеотдачи. Даже при благоприятном сочетании факторов, влияющих на отдельные показатели эффективности заводнения, текущие коэффициенты нефтеотдачи при обводненности добывающих скважин 80-95% составляют 0,54-0,65, а остаточная нефтенасыщенность кернов колеблется от 20 до 28% ; при неблагоприятном сочетании факторов нефтеотдача уменьшается до 0,20-0,25 и даже до 0,10-0,15. Из приведенных данных следует, что остаточные запасы нефти в зонах неоднородных пластов, не охваченных заводнением, при обводненности продукции порядка 90% огромны. Поэтому на большинстве месторождений имеется необходимость повышения эффективности заводнения за счет выравнивания проницаемостей разнопроницаемых пропластков и снижения в них нефтенасыщенности, что приведет к дополнительной добыче нефти. Эта задача может быть частично выполнена с помощью предлагаемого технического решения, основанного на совместном применении углеводородного раствора нефтенола Н и водного раствора нефтенола В.
Нефтенол Н и нефтенол В представляют продукты совместной переработки кислых нефтяных гудронов (отходы от производства олеумной и сернокислотной очистки масел) и оксиэтилированных алкилфенолов соответственно АФ9-4 и АФ9-12. Продукты выпускаются по технологии ВНИИПАВ в соответствии с ТУ 38.507-63-091-90 ПО "Горькнефтеоргсинтез" с содержанием активного вещества 60-80 % . Внешний вид - вязкие коричневого цвета жидкости. Нефтенол Н хорошо растворяется в углеводородной жидкости, а нефтенол В - в воде практически любой минерализации и жесткости.
Поставленная цель - повышение нефтеотдачи неоднородного пласта за счет выравнивания проницаемости разнопроницаемых пропластков и повышения степени извлечения нефти достигается благодаря индивидуальным свойствам применяемых растворов: растворимости углеводородного раствора нефтенола Н в нефти и растворимости водного раствора нефтенола В в пластовой воде и образования при взаимодействии двух растворов поверхностно-активных веществ в пористой среде эмульсионной вязкой фазы, создающей в более проницаемых прослоях повышенное фильтрационное сопротивление и обладающей высокой нефтевытесняющей способностью.
Эффективность способа увеличения нефтеотдачи неоднородного пласта изучали в лабораторных условиях путем попеременной закачки углеводородного раствора нефтенола Н и водного раствора нефтенола В в заводненную модель неоднородного пласта с различающимися на порядок величинами проницаемости слоев. Для количественной оценки принимали прирост (по сравнению с обычным заводнением) коэффициента нефтеотдачи α в зависимости от следующих параметров:
- количество циклов закачки (N);
- соотношение объемов закачки углеводородного раствора нефтенола Н и водного раствора нефтенола В (k);
- концентрация нефтенола Н в углеводородной жидкости и нефтенола В в воде (С);
- параметра сближения проницаемостей слоев на момент окончания закачки растворов нефтенола Н и нефтенола В (φ);
- суммарного (с учетом активности) количества расходуемого поверхностно-активного вещества как произведение концентрации вещества на объем оторочки, выраженного в % объема пор пласта (Q).
- количество циклов закачки (N);
- соотношение объемов закачки углеводородного раствора нефтенола Н и водного раствора нефтенола В (k);
- концентрация нефтенола Н в углеводородной жидкости и нефтенола В в воде (С);
- параметра сближения проницаемостей слоев на момент окончания закачки растворов нефтенола Н и нефтенола В (φ);
- суммарного (с учетом активности) количества расходуемого поверхностно-активного вещества как произведение концентрации вещества на объем оторочки, выраженного в % объема пор пласта (Q).
При подготовке изобретения использовали: нефтенол Н с активностью 63,6% и нефтенола В с активностью 78,2% . Для приготовления углеводородных растворов нефтенола Н использовали толуол по ГОСТ 5789-78 для приготовления водных растворов нефтенола В и в опытах по фильтрации в качестве водной фазы использовали воду с минерализацией 18 г/л (15,5 г/л хлористого натрия + 2,5 г/л хлористого кальция), которая соответствует минерализации сеноманской воды, применяемой при заводнении пластов западно-сибирских месторождений.
Эксперименты проводили на установке, состоящей из модели неоднородного пласта, системы поддержания постоянного расхода и температуры, датчиков давления и контрольно-измерительных приборов.
В качестве моделей пласта использовали цилиндрические трубки из нержавеющей стали длиной 70 см и диаметром 2 см. Пористой средой служил кварцевый песок, который после различного времени помола и упаковки в трубки имел проницаемость 1,0-1,2 мкм2 и 0,10-0,12 мкм2 (φ = 10).
Моделирование слоистой неоднородности пласта осуществляли путем установки двух параллельных трубок (образцов) различной проницаемости с общим входом и раздельными выходами. Перепад давления фиксировали по каждому слою, из которых производился отбор проб выходящих жидкостей. Опыты проводили при пластовой температуре 65оС; подачу жидкостей при пластовой скорости 0,5 м/сут осуществляли с помощью дозировочных насосов, а перепады давления измеряли с помощью датчиков дифференциального давления.
Методика проведения опытов была следующая. После подготовки образцов пористой среды (набивки песком, взвешивания, вакуумирования, насыщения водой и повторного взвешивания, что позволило определить объем пор каждого образца) модель пласта устанавливали в термостатированную ванну и определяли проницаемость по воде. Воду из каждого образца отдельно вытесняли самотлорской нефтью, затем нефть одновременно из обоих образцов вытесняли водой. После создания остаточной нефтенасыщенности определяли коэффициент нефтеотдачи после обычного заводнения - αв и подвижность воды в каждом образце.
На следующем этапе в неоднородную модель пласта закачивали рассчитанные объемы оторочек углеводородного раствора нефтенола Н и водного раствора нефтенола В, после чего снова закачивали воду. Определяли количество дополнительно извлеченной остаточной нефти и изменение соотношения подвижностей.
Прирост коэффициента нефтеотдачи (α) рассчитывали как разность между конечной нефтеотдачей (αк) и нефтеотдачей после обычного заводнения (αв), т. е. α = αк - αв .
Коэффициент нефтеотдачи неоднородной модели пласта после обычного заводнения изменялся от 0,58 до 0,60.
Результаты опытов по оценке эффективности способа повышения нефтеотдачи неоднородного пласта приведены в таблице.
Анализ этих результатов показывает, что применение двух растворов нефтенола Н и В при периодической их закачки в неоднородную модель пласта с равными концентрациями нефтенола Н и нефтенола В в диапазоне 0,5-5,0% и соотношении объемов растворов соответственно от 1: 1 до 1: 5 при затратах поверхностно-активных веществ в количестве 0,5-1,5% объема пор обеспечивало выравнивание разнопроницаемых пропластков и дополнительное извлечение остаточной нефти. Наибольший эффект по сближению проницаемостей (φ = = 9-10 до 1,0-1,2) и нефтеизвлечению (α = = 29,5-31,5% ) достигался при использовании 3% -ных растворов нефтенолов Н и В при закачке в два цикла.
Анализ результатов опытов, приведенных в таблице, показывает, что применение двух растворов поверхностно-активных веществ: углеводородного нефтенола Н и водного нефтенола В при периодической их закачке в неоднородную модель пласта с равными концентрациями нефтенола Н и нефтенола В в диапазоне 0,5-5,0% и соотношении объемов растворов соответственно от 1: 1 до 1: 5 при затратах поверхностно-активных веществ в количестве 0,5-1,5% объема пор обеспечивает выравнивание (φ от 9-10 до 0,9-1,1) и дополнительное извлечение остаточной нефти. Наибольший эффект по сближению проницаемостей (φ = 1) и по дополнительному нефтеизвлечению (α = 29,5-31,5% ) достигается при закачке 3% -х растворов в два цикла.
При использовании прототипа подобных результатов получено не было.
Применение предлагаемого способа позволяет осуществить выравнивание высокопроницаемого и низкопроницаемого слоев неоднородного пласта и существенно увеличить нефтеотдачу за счет совместного использования углеводородного раствора нефтенола Н и водного раствора нефтенола В. Технология применения способа основана на использовании существующего нефтепромыслового оборудования и доступных химпродуктов.
Claims (1)
- СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ путем закачки через нагнетательные скважины оторочки водного раствора поверхностно-активного вещества и отбора пластовых флюидов через добывающие скважины, отличающийся тем, что перед закачкой оторочки водного раствора поверхностно-активного вещества, в качестве которого используют продукт совместной переработки кислых гудронов и оксиэтилированного алкилфенола АФ9-12 с концентрацией 0,5 - 5,0 мас. % , в пласт дополнительно закачивают оторочку продукта совместной переработки кислых гудронов и оксиэтилированного алкилфенола АФ9-4 с концентрацией 0,5 - 5,0 мас. % в углеводородном растворе, причем закачку оторочек осуществляют за два цикла при соотношении объемов закачки в каждом цикле от 1 : 1 до 1 : 5 при общем расходе поверхностно-активного вещества 0,5 - 1,5% от объема пор пласта.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU5037822 RU2012787C1 (ru) | 1992-04-15 | 1992-04-15 | Способ разработки нефтяной залежи |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU5037822 RU2012787C1 (ru) | 1992-04-15 | 1992-04-15 | Способ разработки нефтяной залежи |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2012787C1 true RU2012787C1 (ru) | 1994-05-15 |
Family
ID=21602109
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU5037822 RU2012787C1 (ru) | 1992-04-15 | 1992-04-15 | Способ разработки нефтяной залежи |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2012787C1 (ru) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2559976C2 (ru) * | 2013-07-10 | 2015-08-20 | Мидхат Кавсарович Исаев | Реагент для разработки нефтяной залежи и способ разработки нефтяной залежи с помощью данного реагента |
RU2586356C1 (ru) * | 2015-02-09 | 2016-06-10 | Рустем Закиевич Ахмадишин | Состав и способ повышения нефтеотдачи нефтяных пластов |
-
1992
- 1992-04-15 RU SU5037822 patent/RU2012787C1/ru active
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2559976C2 (ru) * | 2013-07-10 | 2015-08-20 | Мидхат Кавсарович Исаев | Реагент для разработки нефтяной залежи и способ разработки нефтяной залежи с помощью данного реагента |
RU2586356C1 (ru) * | 2015-02-09 | 2016-06-10 | Рустем Закиевич Ахмадишин | Состав и способ повышения нефтеотдачи нефтяных пластов |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
Oort et al. | Impairment by suspended solids invasion: testing and prediction | |
Pye | Improved secondary recovery by control of water mobility | |
Barkman et al. | Measuring water quality and predicting well impairment | |
Sharma et al. | The design and execution of an alkaline/surfactant/polymer pilot test | |
Johnston et al. | Water permeability of reservoir sands | |
WO2011135466A1 (en) | System and method for determining the effect of water-based additives on oil recovery | |
US20200231863A1 (en) | Method of increasing the oil recovery of formations (embodiments) | |
JPS5812435B2 (ja) | 核磁気共鳴測定値を用いて選定される油回収液体 | |
Weiss et al. | Planning and implementing a large-scale polymer flood | |
CN105201493A (zh) | 一种识别水驱油藏储层非均质性的双示踪剂方法 | |
Shankar et al. | Mangala polymer flood performance: connecting the dots through in-situ polymer sampling | |
French et al. | Field test of an aqueous surfactant system for oil recovery, Benton Field, Illinois | |
RU2012787C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
Brown | The mobility of connate water during a water flood | |
Whiteley et al. | Low-tension waterflood pilot at the Salem unit, Marion County, Illinois Part 1: field implementation and results | |
CN110359902A (zh) | 一种聚/表体系产出液浓度预测判断方法 | |
Strange et al. | Analysis of Salem low-tension waterflood test | |
McPhee et al. | Foam flooding of cores under North Sea reservoir conditions | |
RU2626491C1 (ru) | Способ разработки многопластовых нефтяных залежей с гидродинамически связанными пластами | |
US3662831A (en) | Method for sealing earth formations | |
RU2807536C1 (ru) | Способ оценки изменения проницаемости призабойной зоны пласта | |
RU2109132C1 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи пластов | |
RU2191894C1 (ru) | Способ регулирования разработки нефтяного пласта | |
RU2206727C1 (ru) | Способ разработки зонально-неоднородного нефтяного месторождения | |
RU2125648C1 (ru) | Способ повышения нефтеотдачи нефтяной залежи |