RU2072034C1 - Способ разработки нефтяной залежи - Google Patents
Способ разработки нефтяной залежи Download PDFInfo
- Publication number
- RU2072034C1 RU2072034C1 RU93051703A RU93051703A RU2072034C1 RU 2072034 C1 RU2072034 C1 RU 2072034C1 RU 93051703 A RU93051703 A RU 93051703A RU 93051703 A RU93051703 A RU 93051703A RU 2072034 C1 RU2072034 C1 RU 2072034C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- paa
- oil
- mixture
- oec
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Separation Of Suspended Particles By Flocculating Agents (AREA)
Abstract
Способ разработки нефтяной залежи включает вытеснение путем закачки в пласт смеси при следующем соотношении компонентов, мас. %: полиакриламид 0,005 - 0,5, оксиэтилцеллюлоза 0,05 - 1,5, вода - остальное. 2 табл.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяной залежи.
Известен способ регулирования процесса заводнения с помощью водорастворимых полимеров, например, полиакриламида (ПАА), осуществляемый путем закачки водного раствора ПАА в скважину [1]
Недостатком данного способа является низкая эффективность регулирования процесса заводнения на месторождениях с наличием минерализованных пластовых вод в связи с тем, что с ростом концентрации солей в воде происходит резкое уменьшение вязкости растворов ПАА.
Недостатком данного способа является низкая эффективность регулирования процесса заводнения на месторождениях с наличием минерализованных пластовых вод в связи с тем, что с ростом концентрации солей в воде происходит резкое уменьшение вязкости растворов ПАА.
Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является способ разработки нефтяной залежи, включающий вытеснение нефти из пласта последовательными оторочками пресной воды и раствора ПАА [2] Способ является малоэффективным, т. к. во-первых, способ требует наличия большого объема пресной воды, поэтому практически способ труднореализуем в связи с тем, что на большинстве нефтяных месторождений, особенно находящихся на поздней стадии разработки, как пластовая, так и закачиваемая сточная воды являются высокоминерализованными и, во-вторых, рекомендуемые растворы ПАА обладают низкими вязкостными свойствами, особенно растворы, контактирующие и смешивающиеся в пласте с пластовыми минерализованными водами.
Целью изобретения является повышение эффективности вытеснения нефти из пласта.
Указанная цель достигается тем, что в описываемом способе разработки нефтяной залежи, включающем вытеснение нефти из пласта путем закачки смеси воды с ПАА, в закачиваемую смесь дополнительно вводят оксиэтилцеллюлозу (ОЭЦ) при следующем соотношении компонентов, мас.
ПАА 0,005 0,5
ОЭЦ 0,05 1,5
вода остальное.
ОЭЦ 0,05 1,5
вода остальное.
Анализ известных способов разработки показал, что некоторые признаки заявляемого технического решения известны, например, закачка смеси воды с ПАА, закачка составов на основе ОЭЦ. Однако, указанные полимеры применяются в различных способах разработки и технологиях повышения нефтеотдачи пласта в отдельности, как самостоятельные реагенты. Заявляемый способ отличается тем, что в закачиваемую смесь воды с ПАА дополнительно вводят ОЭЦ, в результате образуется новая ранее неизвестная полимерная композиция с указанным выше оптимальным соотношением компонентов. Таким образом, заявляемый способ соответствует критерию изобретения "новизна".
В предлагаемом техническом решении путем введения в закачиваемую смесь ОЭЦ устраняются указанные ранее недостатки прототипа. При добавлении ОЭЦ в раствор ПАА авторами обнаружено ранее неизвестное синергетическое влияние двух различных полимеров на их вязкостные свойства. Причем синергетический эффект проявляется не только в растворах, приготовленных на пресной воде, но и в растворах, приготовленных на сточной минерализованной воде, что особенно важно с практической точки зрения, т. к. применение ПАА ограничено необходимостью наличия пресной воды для приготовления раствора. Для достижения цели изобретения образующаяся полимерная композиция имеет оптимальный интервал соотношения компонентов. Таким образом, заявляемый способ соответствует критерию изобретения "изобретательский уровень", т. к. дополнительное оптимальное введение ОЭЦ в смесь воды с ПАА обеспечивает получение нового технического свойства, а именно, синергетического увеличения вязкостных свойств растворов ПАА и ОЭЦ, что обеспечивает достижение цели изобретения.
Способ разработки нефтяной залежи осуществляется следующим образом.
Выбирается опытный участок нефтяной залежи для совместной закачки ПАА и ОЭЦ. В зависимости от геологических условий определяется количество полимеров и объем закачиваемого раствора. Концентрация полимеров выбирается из оптимального соотношения компонентов: ПАА 0,005 0,5% ОЭЦ 0,05 1,5% вода остальное. С помощью соответствующего оборудования (стационарных узлов приготовления и закачки ПАА или насосных агрегатов и технических средств по закачке полимеров) в выбранные нагнетательные скважины закачивают смесь воды с ПАА и ОЭЦ. Способ приготовления закачиваемой смеси не влияет на эффективность технологии (возможны различные варианты приготовления растворов или суспензии полимеров в воде с последующей закачкой в скважину). После окончания закачки полимеров осуществляют заводнение с применением воды любой минерализации.
С целью обоснования оптимального соотношения компонентов смеси и определения эффективности способа проведены лабораторные исследования. Вязкостные свойства растворов ПАА и ОЭЦ изучались с помощью капиллярного вискозиметра ВПЖ-2. Результаты исследований вязкостных свойств растворов полимеров и их смеси, приготовленных на воде с различной минерализацией, представлены в табл. 1. Из табл. 1 видно, что дополнительное введение ОЭЦ в раствор ПАА синергетически увеличивает вязкость полученной смеси полимеров. Оптимальное соотношение компонентов в смеси следующее: ПАА 0,005 0,5% ОЭЦ 0,05 1,5% вода остальное. Особенно важно отметить, что увеличение вязкости происходит и при смешении растворов, приготовленных на минерализованных водах. Уменьшение концентрации ниже оптимальных не приводит к проявлению синергетического эффекта (смесь N 1, 25, 49, 73, табл.1). Увеличение концентрации полимеров выше оптимальных нецелесообразно с технологической точки зрения, возникают большие проблемы в процессе закачки полимеров в промысловых условиях с использованием существующего технологического оборудования.
С целью определения эффективности вытеснения нефти отсрочками растворов полимеров были проведены исследования на насыпных моделях двухслойного неоднородного по проницаемости пласта, которые представляли собой две металлические трубы диаметром 0,032 м и длиной 0,5 м, набитые разными фракциями песка. Отношение проницаемостей слоев составляло 4,3 4,9. Исходные данные и результаты экспериментов представлены в табл. 2. Эксперименты проводились по следующей схеме: модели пласта вакуумировались, насыщались сточной водой, затем вода заменялась моделью нефти, далее производилось вытеснение нефти сточной водой, затем закачивался раствор полимера или смеси полимеров и производилось вытеснение полимерной оторочки сточной водой с определением конечного коэффициента нефтеотдачи. Полученные результаты показывают высокую эффективность вытеснения нефти из модели пласта оторочками смеси ПАА с ОЭЦ. Прирост коэффициента нефтеотдачи составил:
1) 25% по сравнению с чистым заводнением (опыт 1, табл. 2),
2) 11 14% по сравнению с отдельным применением оторочек растворов ПАА или ОЭЦ (опыт 2, 3),
3) 8% по сравнению с прототипом.
1) 25% по сравнению с чистым заводнением (опыт 1, табл. 2),
2) 11 14% по сравнению с отдельным применением оторочек растворов ПАА или ОЭЦ (опыт 2, 3),
3) 8% по сравнению с прототипом.
В 1993 г. предлагаемый способ разработки нефтяной залежи проходил опытно-промысловые испытания на месторождениях ПО "Татнефть".
Claims (1)
- Способ разработки нефтяной залежи, включающий вытеснение нефти из пласта путем закачки смеси воды с полиакриламидом, отличающийся тем, что в закачиваемую смесь дополнительно вводят оксиэтилцеллюлозу при следующем соотношении компонентов, мас.Полиакриламид 0,005 0,5
Оксиэтилцеллюлоза 0,05 1,5
Вода Остальноеб
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU93051703A RU2072034C1 (ru) | 1993-11-10 | 1993-11-10 | Способ разработки нефтяной залежи |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU93051703A RU2072034C1 (ru) | 1993-11-10 | 1993-11-10 | Способ разработки нефтяной залежи |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU93051703A RU93051703A (ru) | 1996-10-20 |
RU2072034C1 true RU2072034C1 (ru) | 1997-01-20 |
Family
ID=20149159
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU93051703A RU2072034C1 (ru) | 1993-11-10 | 1993-11-10 | Способ разработки нефтяной залежи |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2072034C1 (ru) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2005290390A (ja) * | 2000-02-29 | 2005-10-20 | Sanyo Chem Ind Ltd | 原油増産用添加剤 |
RU2610958C1 (ru) * | 2016-03-24 | 2017-02-17 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Способ разработки нефтяной залежи |
-
1993
- 1993-11-10 RU RU93051703A patent/RU2072034C1/ru not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Мартос В.Н. Применение полимеров в нефтедобывающей промышленности. Обзор зарубежной литературы, серия Добыча. - М.: ВНИИОЭНГ, 1974, с. 15-16. 2. Авторское свидетельство N 1501596, кл. Е 21 В 43/22, 1991. * |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2005290390A (ja) * | 2000-02-29 | 2005-10-20 | Sanyo Chem Ind Ltd | 原油増産用添加剤 |
RU2610958C1 (ru) * | 2016-03-24 | 2017-02-17 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Способ разработки нефтяной залежи |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US4448697A (en) | Secondary recovery process | |
RU2398102C1 (ru) | Способ повышения нефтеотдачи трещиноватых и пористых пластов с искусственно созданными трещинами после гидравлического разрыва пласта - грп | |
US3952806A (en) | Method for altering permeability of a hydrocarbon-containing formation | |
RU2352771C2 (ru) | Способ применения модифицированных полимерных составов для повышения нефтеотдачи пластов | |
US4371444A (en) | Process for secondary recovery | |
RU2072034C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
US4095651A (en) | Process for selectively plugging areas in the vicinity of oil or gas producing wells in order to reduce water penetration | |
SU681993A1 (ru) | Способ разработки нефт ного месторождени | |
RU2586356C1 (ru) | Состав и способ повышения нефтеотдачи нефтяных пластов | |
RU2136870C1 (ru) | Способ изоляции промытых высокопроницаемых зон продуктивного пласта | |
RU2090746C1 (ru) | Способ регулирования разработки нефтяных месторождений заводнением | |
RU2244812C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта | |
RU2086757C1 (ru) | Способ добычи нефти | |
RU2451168C1 (ru) | Способ регулирования фронта заводнения нефтяных пластов | |
RU2644365C1 (ru) | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта | |
RU2223395C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта | |
RU2215870C2 (ru) | Состав для добычи нефти из неоднородного нефтяного пласта | |
RU2154160C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
RU2250362C2 (ru) | Способ вытеснения нефти | |
RU2250361C2 (ru) | Способ регулирования разработки нефтяной залежи | |
Minssieux | Method for adsorption reduction of mixed surfactant systems | |
RU2168617C2 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
RU2140529C1 (ru) | Применение нефтебитумного продукта в качестве реагента для повышения нефтеотдачи пласта и способ обработки нефтяного пласта | |
RU1480411C (ru) | Способ разработки нефтяного пласта | |
SU747191A1 (ru) | Способ вытеснени нефти из пласта |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20091111 |