RU2055165C1 - Способ заводнения нефтяной залежи - Google Patents
Способ заводнения нефтяной залежи Download PDFInfo
- Publication number
- RU2055165C1 RU2055165C1 SU5032833A RU2055165C1 RU 2055165 C1 RU2055165 C1 RU 2055165C1 SU 5032833 A SU5032833 A SU 5032833A RU 2055165 C1 RU2055165 C1 RU 2055165C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- injection
- formation
- oil
- flooding
- Prior art date
Links
Landscapes
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Способ заводнения нефтяной залежи включает периодические остановки и возобновления закачки воды в пласт через нагнетательную скважину и отбор жидкости через нагнетательную скважину. Перед периодической закачкой воды в пласт дополнительно и последовательно закачивают серную кислоту и воду при одновременном проведении процесса контроля обводненности в добывающей скважине. После установления начала снижения обводненности в жидкости в добывающей скважине закачку воды переводят на периодический режим закачки.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам заводнения нефтяных месторождений.
Известен способ заводнения нефтяной залежи, заключающийся в нагнетании в пласт небольших (порядка 0,15% парового объема пласта) оторочек концентрированной серной кислоты, продвигаемых по пласту обычной водой [1]
Недостатком этого способа является незначительное снижение остаточной нефтенасыщенности в условиях обводненного неоднородного пласта.
Недостатком этого способа является незначительное снижение остаточной нефтенасыщенности в условиях обводненного неоднородного пласта.
Известен способ заводнения нефтяной залежи, заключающийся в применении циклического заводнения пласта, осуществляемого при периодических изменениях давления (расхода) нагнетаемой и отбираемой жидкости [2]
Недостатком такого способа является невысокая нефтеотдача при его использовании в неоднородном пласте.
Недостатком такого способа является невысокая нефтеотдача при его использовании в неоднородном пласте.
Цель изобретения повышение эффективности способа за счет увеличения охвата пласта заводнением и подключения в процессе разработки слабодренируемых запасов нефти.
Цель достигается тем, что в известном способе заводнения нефтяной залежи, включающем последовательную закачку серной кислоты и воды в пласт через нагнетательные скважины и добычу жидкости через добывающие скважины, после закачки всего объема серной кислоты закачивают воду до момента уменьшения процента обводненности отбираемой жидкости из ближайших (соседних) добывающих скважин, после этого осуществляют периодически остановку и возобновление закачки воды в пласт, при этом продолжительность полуцикла закачки воды определяют по формуле
t где t время полуцикла закачки воды в пласт, с;
l расстояние между нагнетательной и эксплуатационной галереями, м;
κ- средняя пьезопроводность незаводненного объема пласта, м2/с
Способ осуществляют следующим образом.
t где t время полуцикла закачки воды в пласт, с;
l расстояние между нагнетательной и эксплуатационной галереями, м;
κ- средняя пьезопроводность незаводненного объема пласта, м2/с
Способ осуществляют следующим образом.
Сначала закачивают в пласт через нагнетательные скважины объем серной кислоты, равный 0,15% порового объема пласта.
Потом подключают систему заводнения и закачивают воду в пласт до момента снижения процента обводненности жидкости в ближайших (соседних) добывающих скважинах.
После этого осуществляют периодически остановку и возобновление закачки воды в пласт с продолжительностью полуцикла закачки (остановки), определенной по формуле [2]
t где t время полуцикла закачки воды в пласт, с;
l расстояние между нагнетательной и эксплуатационной галереями, м;
κ- средняя пьезопроводность незаводненного объема пласта, м2/с.
t где t время полуцикла закачки воды в пласт, с;
l расстояние между нагнетательной и эксплуатационной галереями, м;
κ- средняя пьезопроводность незаводненного объема пласта, м2/с.
Для залежи пласта Б2 определяется время полуцикла закачки воды при l 500 м, κ= 1 м2/с
t (500)2/1x2 125000 с≈15 сут
В результате взаимодействия серной кислоты с ароматическими углеводородами нефти образуются сульфокислоты поверхностно-активные вещества (ПАВ), растворимые в воде. Последние обуславливают снижение межфазного поверхностного натяжения на границе раздела нефти с водой, что приводит к более равномерному процессу вытеснения нефти водой.
t (500)2/1x2 125000 с≈15 сут
В результате взаимодействия серной кислоты с ароматическими углеводородами нефти образуются сульфокислоты поверхностно-активные вещества (ПАВ), растворимые в воде. Последние обуславливают снижение межфазного поверхностного натяжения на границе раздела нефти с водой, что приводит к более равномерному процессу вытеснения нефти водой.
Кроме этого, при реакции нефти с серной кислотой образуется кислый гудрон, который снижает водопроницаемость пропластков и способствует перераспределению потока вытесняющей нефть воды в пласте и улучшает степень охвата пласта заводнением.
Уменьшение процента обводненности отбираемой жидкости в ближайших (соседних) добывающих скважинах будет означать приближение оторочки серной кислоты к забоям добывающих скважин.
Последующее осуществление периодического процесса остановки и возобновления закачки воды в пласт приведет в действие упругие силы в пласте, что вызовет изменение фильтрационных потоков, а также подключение в процесс разработки слабодренируемых запасов нефти.
С целью выявления эффективности предлагаемого способа был проведен промышленный эксперимент на залежи пласта Б2 со следующей геолого-физической характеристикой: Проницаемость, мкм 0,541 Нефтенасыщенная толщина, м 9,8 Пористость, 18
Давление, МПа
начальное 17,1
текущее 16,5
На залежи были выделены три участка с примерно одинаковой степенью выработки и равным количеством нагнетательных и добывающих скважин (по две нагнетательных и шесть добывающих):
на участке 1 проводилась обычная закачка воды;
на участке 2 осуществлялась закачка серной кислоты в объеме 0,15% от объема пор с последующей закачкой воды (прототип);
на участке 3 проводилась закачка серной кислоты в объеме 0,15% объема пор с последующей закачкой воды до момента снижения процента обводненности в ближайших добывающих скважинах. Затем осуществлялась периодически остановка и возобновление закачки воды в пласт с продолжительностью полуцикла, равного 15 сут (предлагаемый способ).
Давление, МПа
начальное 17,1
текущее 16,5
На залежи были выделены три участка с примерно одинаковой степенью выработки и равным количеством нагнетательных и добывающих скважин (по две нагнетательных и шесть добывающих):
на участке 1 проводилась обычная закачка воды;
на участке 2 осуществлялась закачка серной кислоты в объеме 0,15% от объема пор с последующей закачкой воды (прототип);
на участке 3 проводилась закачка серной кислоты в объеме 0,15% объема пор с последующей закачкой воды до момента снижения процента обводненности в ближайших добывающих скважинах. Затем осуществлялась периодически остановка и возобновление закачки воды в пласт с продолжительностью полуцикла, равного 15 сут (предлагаемый способ).
Эксперимент проводился в течение 26 мес одновременно на всех трех участках.
На участке 2 было получено дополнительно по сравнению с обычным заводнением (с участком 1) 21,6 тыс.т нефти.
На участке 3 дополнительная добыча нефти составила 29,6 тыс. т (по сравнению с участком 1).
Следовательно, эффективность предлагаемого способа заводнения оказалась в 1,37 раза выше, чем от использования прототипа.
Таким образом, достигнута цель изобретения повышение степени охвата пласта заводнением и подключение в разработку низкопроницаемых пропластков.
Новизна предлагаемого технического решения заключается в проведении циклического заводнения пласта после последовательной закачки всего объема серной кислоты и воды с момента снижения процента обводненности отбираемой жидкости из ближайших (соседних) добывающих скважин.
Claims (1)
- СПОСОБ ЗАВОДНЕНИЯ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ, включающий периодические остановки и возобновления закачки воды в пласт через нагнетательную скважину и отбор жидкости через добывающую скважину, отличающийся тем, что перед периодической закачкой воды в пласт дополнительно и последовательно закачивают серную кислоту и воду при одновременном проведении процесса контроля обводненности добываемой жидкости в добывающей скважине, после установления начала снижения обводненности в жидкости в добывающей скважине закачку воды переводят на периодический режим закачки.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU5032833 RU2055165C1 (ru) | 1992-03-18 | 1992-03-18 | Способ заводнения нефтяной залежи |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU5032833 RU2055165C1 (ru) | 1992-03-18 | 1992-03-18 | Способ заводнения нефтяной залежи |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2055165C1 true RU2055165C1 (ru) | 1996-02-27 |
Family
ID=21599602
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU5032833 RU2055165C1 (ru) | 1992-03-18 | 1992-03-18 | Способ заводнения нефтяной залежи |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2055165C1 (ru) |
-
1992
- 1992-03-18 RU SU5032833 patent/RU2055165C1/ru active
Non-Patent Citations (2)
Title |
---|
1. Бурдынь Т.А. Методы увеличения нефтеотдачи пластов при заводнении. М.: Недра, 1983, с.24-25. * |
2. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1985, с.146-147. * |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US3637017A (en) | Surfactant flooding process | |
RU2055165C1 (ru) | Способ заводнения нефтяной залежи | |
US3387655A (en) | Oil recovery process using surfactants formed in-situ | |
US3525396A (en) | Alternate gas and water flood process for recovering petroleum | |
RU2070282C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта | |
SU1590050A3 (ru) | Способ добычи нефти из вертикальнозалегающих гетерогенных нефт ных месторождений | |
RU2103488C1 (ru) | Способ заводнения нефтяной залежи | |
RU2096593C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
US4194563A (en) | High conformance enhanced oil recovery process | |
RU2095549C1 (ru) | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта | |
RU2136863C1 (ru) | Способ разработки обводненной нефтяной залежи | |
RU2101476C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с газовой шапкой | |
RU2068084C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
SU1553658A1 (ru) | Способ разработки нефт ной залежи | |
RU2103486C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2103492C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2122630C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи на поздней стадии эксплуатации | |
RU1776300C (ru) | Способ разработки нефт ной залежи | |
RU2065934C1 (ru) | Способ разработки неоднородной по проницаемости и насыщенности нефтью залежи | |
SU947400A1 (ru) | Способ разработки нефт ной залежи | |
SU969891A1 (ru) | Способ кислотной обработки пласта | |
RU2085711C1 (ru) | Способ разработки терригенного нефтяного пласта | |
RU2055166C1 (ru) | Способ вытеснения нефти из неоднородного пласта | |
RU2162143C1 (ru) | Способ регулирования разработки нефтяных месторождений заводнением | |
RU1796013C (ru) | Способ разработки нефт ной залежи |