RU2162142C2 - Способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов - Google Patents
Способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов Download PDFInfo
- Publication number
- RU2162142C2 RU2162142C2 RU99106171A RU99106171A RU2162142C2 RU 2162142 C2 RU2162142 C2 RU 2162142C2 RU 99106171 A RU99106171 A RU 99106171A RU 99106171 A RU99106171 A RU 99106171A RU 2162142 C2 RU2162142 C2 RU 2162142C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- polyacrylamide
- water
- injection
- carrier fluid
- oil
- Prior art date
Links
Landscapes
- Lubricants (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано в качестве способа разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов. Способ включает чередующуюся закачку в продуктивный пласт воды и полиакриламида в не вызывающей набухание инертной жидкости-носителе. В качестве полиакриламида используют жидкофазный полиакриламид с плотностью 1,05-1,15 г/см3, содержащий органический разбавитель и не менее 50% полиакриламида. Концентрация полиакриламида в инертной жидкости-носителе составляет 0,01-50 мас.%, кроме того, до и после закачки полиакриламида закачивают оторочку инертной жидкости-носителя. Технический результат: повышение эффективности разработки в результате предотвращения или ликвидации прорывов воды по высокопроницаемым водопромытым интервалам за счет образования в объеме пласта однородного устойчивого геля.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано в качестве способа разработки неоднородных по проницаемости пластов, обеспечивающего увеличение добычи нефти и ограничение притока пластовых вод в нефтяных и нагнетательных скважинах.
Известен способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, включающий периодическую закачку нефтяной эмульсии, гелеобразующего материала на основе водорастворимого полимера и воды [1]. Способ позволяет изолировать водопромытые интервалы и подключить к разработке слабодренируемые и застойные зоны нефтяного пласта. Недостатками способа являются необходимость периодической остановки нагнетательных скважин и кольматация ПЗП скважины изолирующими реагентами.
Наиболее близким техническим решением, взятым за прототип, является способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, включающий чередующуюся закачку в продуктивный пласт воды и водорастворимого полимера, суспензированного в не вызывающей набухание инертной жидкости - носителе, при этом используют суспензию с концентрацией полимера 0,01-20 мас.% [2]. Способ обеспечивает эффективную изоляцию высокопроницаемых водопромытых интервалов и позволяет добиться более равномерного вытеснения нефти из пласта.
Недостатком способа является кольматация ПЗП обрабатываемой скважины полимерным материалом и длительность проявления технологического эффекта, что обусловлено набуханием твердых частиц полимера в процессе закачки и фильтрации через породу пласта и их низкой фильтруемостью через пористую среду. Кроме того, в процессе закачки суспензии водорастворимого полимера в пласт происходит прилипание частиц полимера на поверхности нефтенасыщенных интервалов, что ухудшает их фильтрационные свойства.
Задачей предлагаемого изобретения является увеличение добычи нефти и ограничение притока пластовых вод в нефтяных и нагнетательных скважинах неоднородных по проницаемости нефтяных пластов.
Указанная задача решается путем использования нового способа разработки, включающего чередующуюся закачку воды и композиции на основе жидкофазного полиакриламида. Способ обеспечивает селективное снижение проницаемости высокопроницаемых водонасыщенных интервалов и подключение к разработке низкопроницаемых нефтенасыщенных интервалов.
Сущностью изобретения является то, что способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, включающий чередующуюся закачку в продуктивный пласт воды и полиакриламида в не вызывающей набухание инертной жидкости-носителе, предусматривает использование в качестве полиакриламида жидкофазного полиакриламида с плотностью 1,05-1,15 г/см3, содержащего органический разбавитель и не менее 50% полиакриламида, при этом концентрация полиакриламида в инертной жидкости-носителе составляет 0,01-50 мас.%, кроме того, до и после закачки полиакриламида закачивают оторочку инертной жидкости-носителя.
Существенными отличительными признаками разработанного способа являются:
1. Использование в качестве полиакриламида жидкофазного полиакриламида с плотностью 1,05-1,15 г/см3, содержащего органический разбавитель и не менее 50% полиакриламида. Указанные жидкофазные полиакриламиды в виде товарных продуктов обладают достаточно низкой вязкостью, хорошо совместимы со многими органическими растворителями, которые используются в качестве инертных жидкостей-носителей. При введении жидкофазного полиакриламида в жидкость-носитель получается устойчивая однородная композиция, хорошо фильтрующаяся через пористую среду. Это способствует более глубокому, равномерному и селективному проникновению полимера в высокопроницаемые интервалы пласта и предотвращает механическую кольматацию полимером ПЗП скважины. Последнее характерно при использовании обычных порошкообразных (твердофазных) полиакриламидов, которые по мере набухания усиливают кольматационное действие и способны полностью изолировать перфорированные интервалы. Кроме того, жидкофазный полиакриламид при набухании в воде образует более однородный гель.
1. Использование в качестве полиакриламида жидкофазного полиакриламида с плотностью 1,05-1,15 г/см3, содержащего органический разбавитель и не менее 50% полиакриламида. Указанные жидкофазные полиакриламиды в виде товарных продуктов обладают достаточно низкой вязкостью, хорошо совместимы со многими органическими растворителями, которые используются в качестве инертных жидкостей-носителей. При введении жидкофазного полиакриламида в жидкость-носитель получается устойчивая однородная композиция, хорошо фильтрующаяся через пористую среду. Это способствует более глубокому, равномерному и селективному проникновению полимера в высокопроницаемые интервалы пласта и предотвращает механическую кольматацию полимером ПЗП скважины. Последнее характерно при использовании обычных порошкообразных (твердофазных) полиакриламидов, которые по мере набухания усиливают кольматационное действие и способны полностью изолировать перфорированные интервалы. Кроме того, жидкофазный полиакриламид при набухании в воде образует более однородный гель.
2. Использование жидкофазного полиакриламида с концентрацией в инертной жидкости-носителе, равной 0,01-50 мас.%. Это позволяет в широких пределах регулировать характер и скорость воздействия полиакриламида на пористую среду и ее фильтрационные свойства. При этом закачиваемая композиция полиакриламид - жидкость-носитель обладает высокой устойчивостью, малой вязкостью и высокой фильтруемостью, что исключает ее преждевременное разрушение и способствует формированию более однородного геля, обеспечивающего эффективное воздействие на обработанный интервал пласта.
3. Закачка оторочки инертной жидкости-носителя до и после закачки полиакриламида. Закачка жидкости-носителя до закачки полимера предотвращает преждевременный контакт полиакриламида с водой в ПЗП скважины и оттесняет воду в объем пласта. Закачка оторочки жидкости - носителя до и после закачки полимера, кроме того, позволяет регулировать скорость гелеобразования в объеме пласта и характер воздействия на продуктивные интервалы.
В целом указанная совокупность признаков разработанного способа обеспечивает при его использовании протекание в пластовых условиях следующих процессов.
Предварительная закачка инертной жидкости-носителя очищает ствол скважины и забой от воды. Последующая закачка полиакриламида в жидкости-носителе протекает исключительно в высокопроницаемые интервалы, которые содержат значительные количества остаточной воды. В результате контакта полимера с водой он набухает и образует гелеобразную массу, снижающую подвижность пластовых флюидов в обработанных интервалах и способствующую подключению к разработке низкопроницаемых нефтенасыщенных интервалов. Регулирование объемов оторочек жидкости-носителя до и после закачки полиакриламида, а также концентрации закачиваемого полимера в широких пределах позволяет изменять характер воздействия на пласт: от выравнивания профиля приемистости скважины до полной изоляции отдельных интервалов.
При использовании известного способа характер воздействия на пласт иной. Твердые частицы полимера не способны глубоко проникать в объем пласта, они фильтруются через пористую среду только высокой проницаемости и трещины. При этом в отсутствии оторочки инертной жидкости перед закачкой полимера он начинает контактировать с водой уже в стволе скважины и набухает, что снижает его проникающую способность в пласт. Таким образом, основное воздействие полимер оказывает на ПЗП скважины, воздействие на объем пласта проявляется только после набухания полимера и на ограниченном расстоянии.
В рамках разработанного способа используют следующие реагенты:
- полиакриламиды водорастворимые жидкофазные. Жидкофазные полиакриламиды представляют собой жидкости, плотностью 1,05 - 1,15 г/см3 с содержанием основного вещества (полиакриламида) не менее 50%, остальное - органический разбавитель. Полимер растворяется в пресной и минерализованной воде. Полиакриламиды жидкофазные производит фирма Аллайд Коллойдс (Англия).
- полиакриламиды водорастворимые жидкофазные. Жидкофазные полиакриламиды представляют собой жидкости, плотностью 1,05 - 1,15 г/см3 с содержанием основного вещества (полиакриламида) не менее 50%, остальное - органический разбавитель. Полимер растворяется в пресной и минерализованной воде. Полиакриламиды жидкофазные производит фирма Аллайд Коллойдс (Англия).
- жидкости-носители: нефть безводная, дизельное топливо, газовый конденсат, бензин, керосин, толуольная фракция и т.д.
На практике новый способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов используют путем чередующейся закачки оторочек жидкости-носителя, композиции жидкофазного полиакриламида в жидкости-носителе и воды.
Выбор конкретных количеств закачиваемого полимера, его концентрацию, объемы оторочек жидкости-носителя и кратность обработок скважины определяются геолого-физическими параметрами нефтяного пласта, состоянием ее разработки, текущими и планируемыми показателями работы скважины.
Предлагаемое изобретение иллюстрируется следующими примерами.
Пример 1. В нагнетательную скважину неоднородного нефтяного пласта последовательно закачивают жидкость-носитель (безводная нефть) в объеме 2-2,5 м3 на 1 м перфорированного интервала пласта и жидкофазный полиакриламид в жидкости-носителе с концентрацией 5% в объеме 7,5-10 м3 на 1 м перфорированной части водопромытого интервала. Затем закачивают жидкость-носитель в объеме 10-15 м3 и далее ведут закачку воды. После стабилизации работы скважины определяют новый профиль приемистости и приемистость скважины. При необходимости обработку скважины повторяют.
Пример 2. В добывающую скважину неоднородного нефтяного пласта последовательно закачивают жидкость-носитель (газовый конденсат) в объеме 1-1,5 м3 на 1 м перфорированного интервала и жидкофазный полиакриламид в жидкости-носителе с концентрацией 50% в объеме 2-3 м3 на 1 м перфорированной части водопромытого интервала. Затем закачивают жидкость-носитель в объеме 10-12 м3. При необходимости дополнительно закачивают 10-15 м3 воды. Скважину выдерживают в течение 36-48 часов для протекания процесса гелеобразования, а затем осваивают и запускают в работу.
Таким образом, разработанный способ позволяет воздействовать на нефтяные пласты с различными геолого-физическими параметрами и различными показателями работы скважин с целью увеличения добычи нефти и улучшения текущих и проектных показателей разработки.
На практике способ реализуют с использованием стандартного нефтепромыслового оборудования путем чередующейся закачки жидкости-носителя, жидкофазного полиакриламида в жидкости-носителе и воды.
Источники информации
1. Патент РФ N 2094601, кл. E 21 B 43/22.
1. Патент РФ N 2094601, кл. E 21 B 43/22.
2. А.С. СССР N 1501597, кл. 21 В 42/22 - прототип.
Claims (1)
- Способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, включающий чередующуюся закачку в продуктивный пласт воды и полиакриламида в не вызывающей набухание инертной жидкости-носителе, отличающийся тем, что в качестве полиакриламида используют жидкофазный полиакриламид с плотностью 1,05 - 1,15 г/см3, содержащий органический разбавитель и не менее 50% полиакриламида, при этом концентрация полиакриламида в инертной жидкости-носителе составляет 0,01 - 50 мас.%, кроме того, до и после закачки полиакриламида закачивают оторочку инертной жидкости-носителя.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU99106171A RU2162142C2 (ru) | 1999-03-30 | 1999-03-30 | Способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU99106171A RU2162142C2 (ru) | 1999-03-30 | 1999-03-30 | Способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU99106171A RU99106171A (ru) | 2000-12-27 |
RU2162142C2 true RU2162142C2 (ru) | 2001-01-20 |
Family
ID=20217706
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU99106171A RU2162142C2 (ru) | 1999-03-30 | 1999-03-30 | Способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2162142C2 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2483202C1 (ru) * | 2011-11-23 | 2013-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяного пласта |
-
1999
- 1999-03-30 RU RU99106171A patent/RU2162142C2/ru active
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2483202C1 (ru) * | 2011-11-23 | 2013-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяного пласта |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US4186802A (en) | Fracing process | |
RU2398102C1 (ru) | Способ повышения нефтеотдачи трещиноватых и пористых пластов с искусственно созданными трещинами после гидравлического разрыва пласта - грп | |
US8235113B2 (en) | Method of improving recovery from hydrocarbon reservoirs | |
RU2162142C2 (ru) | Способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов | |
RU2004116889A (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
GB2050467A (en) | Fracturing Subterranean Formations | |
RU2272899C1 (ru) | Способ выбора полимерной гелеобразующей композиции для повышения нефтеотдачи пластов и водоизоляционных работ | |
RU2160832C1 (ru) | Способ ограничения водопритоков в скважину | |
RU2131022C1 (ru) | Способ обработки нагнетательных скважин | |
RU2266398C2 (ru) | Способ повышения нефтеотдачи пластов | |
RU2728753C1 (ru) | Способ разработки нефтяной оторочки нефтегазового месторождения подошвенного типа | |
RU2209955C2 (ru) | Способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов | |
RU2175056C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2154160C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
RU2263773C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин | |
RU2770192C1 (ru) | Кислотная композиция для обработки призабойной зоны высокотемпературного карбонатного коллектора | |
RU2065951C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны неоднородного нефтяного пласта | |
RU2622573C2 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта с использованием суспензий сверхлегкого проппанта и потоков газов | |
RU2717163C1 (ru) | Способ обработки прискважинной зоны продуктивного пласта | |
RU2179238C2 (ru) | Способ регулирования разработки нефтяных месторождений заводнением | |
RU2061854C1 (ru) | Способ выработки из переходных нефтяных залежей | |
RU2186958C1 (ru) | Способ изоляции высокопроницаемых интервалов пласта | |
RU2143552C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны нагнетательных скважин | |
RU2191894C1 (ru) | Способ регулирования разработки нефтяного пласта | |
RU2267602C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта |