RU2168617C2 - Способ разработки нефтяного месторождения - Google Patents
Способ разработки нефтяного месторождения Download PDFInfo
- Publication number
- RU2168617C2 RU2168617C2 RU97104465A RU97104465A RU2168617C2 RU 2168617 C2 RU2168617 C2 RU 2168617C2 RU 97104465 A RU97104465 A RU 97104465A RU 97104465 A RU97104465 A RU 97104465A RU 2168617 C2 RU2168617 C2 RU 2168617C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- water
- neftenol
- formation
- displacing agent
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Способ относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторождений. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи пластов за счет увеличения охвата пласта воздействием. В способе разработки нефтяного месторождения путем закачки в пласт через скважину между разделяющими оторочками вытесняющего агента - композиционной системы - вытесняющий агент закачивают через добывающую скважину между оторочками из нефти при следующем составе композиции, мас.%: нефтенол-Н3 3-17, нефть 20-50, вода - остальное. 2 табл.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторождений.
Известен способ разработки нефтяной залежи, заключающийся в применении водной дисперсии в виде оксиэтилированного алкилфенола с числом оксиэтильных групп 5-8 и концентрацией 5-20% до превышения давления нагнетания по сравнению с начальным в 1,2-1,5 раз (патент N 1612664, E 21 B 43/22).
В результате перераспределения поверхностно-активного вещества между нефтью и водой образуется эмульсионная система.
Недостатком данного способа является низкая эффективность из-за недостаточного увеличения охвата пласта воздействием и слабопротекающих процессов активизации высокомолекулярных компонентов нефти.
Наиболее близким аналогом является способ разработки нефтяного месторождения путем закачки в пласт через нагнетательную скважину между оторочками из воды вытесняющего агента - композиционной системы, содержащей, мас. %: маслорастворимое поверхностно-активное вещество (Нефтенол-Н3) - 3-3, жидкий углеводород, в т.ч. нефть - 10-20, ГКЖ - 0,1-1 и вода - остальное.
Недостатком данного способа является низкая эффективность из-за нестабильности мицеллярного раствора в условиях высокоминерализованных пластовых вод.
Целью изобретения является повышение нефтеотдачи пластов за счет увеличения охвата пласта воздействием.
Поставленная цель достигается тем, что в способе разработки нефтяного месторождения путем закачки в пласт через скважину между разделяющими оторочками вытесняющего агента - композиционной системы, вытесняющий агент закачивают через добывающую скважину между оторочками из нефти при следующем составе композиции, мас.%:
Нефтенол-Н3 - 3-17
нефть - 20-50
вода - остальное
Эмульгатор Нефтенол-Н3 представляет собой углеводородный раствор сложных эфиров олеиновой, линолевой, линоленовой, а также смоляных кислот и триэтаноламина, нефтенол применяется в инвертных эмульсионных буровых растворах.
Нефтенол-Н3 - 3-17
нефть - 20-50
вода - остальное
Эмульгатор Нефтенол-Н3 представляет собой углеводородный раствор сложных эфиров олеиновой, линолевой, линоленовой, а также смоляных кислот и триэтаноламина, нефтенол применяется в инвертных эмульсионных буровых растворах.
Физико-химические свойства Нефтенола-Н3 приведены в таблице 1 (ТУ 2488-007-171977-08-93).
Введение в композиционную систему маслорастворимого ПАВ Нефтенола-Н3 позволяет регулировать гидрофильно-липофильный баланс системы с целью достижения низких величин межфазного натяжения. В предлагаемом способе для приготовления микроэмульсионного состава используют пластовую воду и нефть. Пластовая вода - минерализованная, плотностью более 1100 кг/куб. м, массовая доля ионов кальция - более 400 г/куб. м, ионов магния - более 200 г/куб. м, водородный показатель pH 6 - 7. Углеводородная фаза представлена сырой нефтью с повышенным содержанием асфальтосмолистых и парафинистых веществ, тем самым увеличивается вязкость образовавшихся микроэмульсий и повышается стабильность их в пласте.
Достигаемый положительный эффект обеспечивается тем, что при смешении Нефтенола с нефтью и пластовой водой в заданном соотношении образуется среднефазная система - микроэмульсия, которая находится в равновесии с водной и нефтяной фазами. В процессе фильтрации по пористой среде она вбирает в себя нефть до тех пор, пока не наступит предельно возможное насыщение. После этого нефть больше не поглощается, а собирается как третья фаза, находящаяся в равновесии с водой. Таким образом, формируется нефтяной вал, который под действием приложенного градиента давления движется к эксплуатационной скважине. Способ осуществляют следующим образом.
Пример. Разработку нефтяного месторождения осуществляют в условиях неоднородных терригенных пластов со средней проницаемостью 0,5-1,0 мкм2, пористостью 0,20-0,25 и минерализованными пластовыми водами с плотностью 1,180 кг/куб. м. Глубина залегания нефтеносного пласта составляет 1500 м, толщина - 5,6 м.
Обводненность продукции добывающей скважины 94-98% дебит по нефти 0,6-1,7 куб. м/сутки. Используемая нефть для образования эмульсии содержит в своем составе 7,04% асфальтенов, 2,87% парафинов и 16,32% смол. Воздействие предложенным способом осуществляют путем закачки в добывающую скважину последовательно сначала оторочки нефти в объеме 1 куб. м, затем микроэмульсионной системы в объеме 9,5 куб. м, содержащей в своем составе 7 куб. м нефти, 0,5 куб. м нефтенола и 2 куб. м пластовой воды. Указанное соотношение реагентов в композиционной системе подобрано для эмульгирования в пластовых условиях. После закачки всего объема микроэмульсии закачивают оторочку из нефти в объеме 1 куб. м, затем производят продавку пластовой водой в объеме 12 куб. м и скважину останавливают на 24 часа для реагирования. После применения предложенного способа в течение 2 месяцев обводненность продукции добывающей скважины снизилась до 72-83%. Дебит по нефти увеличился до 4,1-12,8 куб. м/сутки. Для контроля хода разработки рекомендуется наблюдение за основными показателями работы добывающей скважины.
Эффективность предлагаемого способа подтверждается результатами физического моделирования процессов закачки эмульсионного состава на моделях пласта в условиях, близких к пластовым. Сравнительные эксперименты выполнены при вытеснении остаточной нефти из насыпных моделей пласта длиной 44 см и диаметром 0,5 см. Через модель пласта фильтруют при постоянном объемном расходе 6 куб. м/час воду с минерализацией 140 г/л до стабилизации перепадов давления и прекращения вытеснения нефти. После этого в модель пласта подают приготовленный эмульсионный состав из Нефтенола-Н3, нефти и пластовой воды при массовом соотношении 1: 4:25 соответственно. Фильтрацию останавливают, выдерживают в течение 10 часов, затем вновь фильтруют минерализованную воду до стабилизации перепадов давления на модели пласта и прекращения вытеснения нефти. В процессе закачек реагентов и минерализованной воды замеряют перепады давления и по закону Дарси оценивают величины относительного изменения проницаемости по модели пласта.
Результаты физического моделирования способа представлены в таблице 2.
Из данных таблицы 2 видно, что по сравнению с прототипом предлагаемый способ позволяет значительно повысить степень снижения проницаемости водонасыщенной части пласта, тем самым увеличить охват пласта заводнением и нефтеотдачу. Применяемые реагенты не токсичны.
Способ экологически безопасен, прост и технологичен. Способ не требует дополнительного обустройства нефтяных промыслов. Обладает высокой эффективностью для повышения нефтеотдачи обводненных пластов, находящихся на поздней стадии разработки.
Из данных таблицы 2 видно, что по сравнению с прототипом предлагаемый способ позволяет значительно повысить степень снижения проницаемости водонасыщенной части пласта, тем самым увеличить охват пласта заводнением и нефтеотдачу. Способ экологически безопасен, прост и технологичен, не требует дополнительного обустройства нефтяных промыслов, обладает высокой эффективностью для повышения нефтеотдачи обводненных пластов, находящихся на поздней стадии разработки.
Claims (1)
- Способ разработки нефтяного месторождения путем закачки в пласт через скважину между разделяющими оторочками вытесняющего агента - композиционной системы, включающей маслорастворимое поверхностно-активное вещество - Нефтенол-Н3, нефть и воду, отличающийся тем, вытесняющий агент закачивают через добывающую скважину между оторочками из нефти при следующем соотношении компонентов композиции, мас.%:
Нефтенол-Н3 - 3 - 17
Нефть - 20 - 50
Вода - Остальное
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU97104465A RU2168617C2 (ru) | 1997-03-24 | 1997-03-24 | Способ разработки нефтяного месторождения |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU97104465A RU2168617C2 (ru) | 1997-03-24 | 1997-03-24 | Способ разработки нефтяного месторождения |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU97104465A RU97104465A (ru) | 1999-03-27 |
RU2168617C2 true RU2168617C2 (ru) | 2001-06-10 |
Family
ID=20191068
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU97104465A RU2168617C2 (ru) | 1997-03-24 | 1997-03-24 | Способ разработки нефтяного месторождения |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2168617C2 (ru) |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2461702C1 (ru) * | 2011-05-05 | 2012-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти (варианты) |
CN103305203A (zh) * | 2013-06-28 | 2013-09-18 | 克拉玛依市正诚有限公司 | 防膨驱油剂及其制备方法和使用方法 |
RU2583104C1 (ru) * | 2014-12-17 | 2016-05-10 | Виталий Вячеславович Сергеев | Способ обработки призабойной зоны пласта |
RU2588236C1 (ru) * | 2015-03-26 | 2016-06-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Способ доизвлечения нефти из выработанных зон пласта |
-
1997
- 1997-03-24 RU RU97104465A patent/RU2168617C2/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2461702C1 (ru) * | 2011-05-05 | 2012-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти (варианты) |
CN103305203A (zh) * | 2013-06-28 | 2013-09-18 | 克拉玛依市正诚有限公司 | 防膨驱油剂及其制备方法和使用方法 |
RU2583104C1 (ru) * | 2014-12-17 | 2016-05-10 | Виталий Вячеславович Сергеев | Способ обработки призабойной зоны пласта |
RU2588236C1 (ru) * | 2015-03-26 | 2016-06-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Способ доизвлечения нефти из выработанных зон пласта |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US4352396A (en) | Method for selective plugging using resin emulsions | |
RU2279540C1 (ru) | Способ регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта | |
RU2168617C2 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
RU2090746C1 (ru) | Способ регулирования разработки нефтяных месторождений заводнением | |
US4503909A (en) | Oil recovery process and system | |
RU2146002C1 (ru) | Способ регулирования фронта заводнения нефтяных пластов | |
RU2167283C1 (ru) | Способ разработки обводненной нефтяной залежи | |
RU2109939C1 (ru) | Состав для ограничения притока пластовых вод | |
RU2188935C1 (ru) | Состав для интенсификации добычи нефти | |
RU2213215C1 (ru) | Способ разработки неоднородных по проницаемости пластов | |
RU2109132C1 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи пластов | |
RU2322582C2 (ru) | Способ разработки неоднородных нефтяных пластов | |
RU2748198C1 (ru) | Способ разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта | |
RU2242597C2 (ru) | Состав для извлечения нефти | |
RU2213206C1 (ru) | Микроэмульсионная композиция для обработки нефтяных пластов | |
RU2153576C1 (ru) | Инвертная эмульсия для обработки нефтяных пластов | |
RU2154160C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
RU2060374C1 (ru) | Способ разработки неоднородных залежей нефти заводнением | |
RU2120030C1 (ru) | Способ воздействия на призабойную зону нефтяного пласта или нефтяной пласт | |
RU2119048C1 (ru) | Способ обработки неоднородного нефтяного пласта | |
RU2140535C1 (ru) | Состав для регулирования проницаемости пласта | |
RU2188312C2 (ru) | Состав для регулирования разработки нефтяных месторождений | |
RU2069260C1 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи пластов | |
RU2101486C1 (ru) | Способ изоляции притока пластовых вод | |
RU2134342C1 (ru) | Способ доотмыва остаточной нефти |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20090325 |