RU2244110C1 - Способ разработки нефтяной залежи - Google Patents
Способ разработки нефтяной залежи Download PDFInfo
- Publication number
- RU2244110C1 RU2244110C1 RU2003110568/03A RU2003110568A RU2244110C1 RU 2244110 C1 RU2244110 C1 RU 2244110C1 RU 2003110568/03 A RU2003110568/03 A RU 2003110568/03A RU 2003110568 A RU2003110568 A RU 2003110568A RU 2244110 C1 RU2244110 C1 RU 2244110C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- water
- acid solution
- pumped
- carbonic acid
- Prior art date
Links
Landscapes
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобыче, в частности к способу разработки нефтяной залежи, позволяющему извлекать нефть из заводненного коллектора при сложных геолого-тектонических условиях на поздней стадии разработки. Техническим результатом изобретения является увеличение эффективности системы поддержания пластового давления и, соответственно, нефтеотдачи пласта за счет выравнивания фронта вытеснения и снижения вероятности разрушения скелета породы пласта, упрощение регулирования фазового состояния газожидкостной оторочки изменением давления закачки порций кислотного раствора. В способе разработки нефтяной залежи, заключающемся в проталкивании водой генерируемой в пласте газожидкостной оторочки, создаваемой в пласте поочередной закачкой в пласт через нагнетательную скважину средней соли угольной кислоты и кислотного раствора, после закачки средней соли угольной кислоты кислотный раствор закачивают порциями, чередующимися с закачкой воды, при этом перед закачкой порции кислотного раствора, начиная, по меньшей мере, со второй порции, производят селективную изоляцию высокопроницаемых интервалов пласта. Кроме того, в качестве средней соли угольной кислоты в пласт закачивают водный раствор карбоната натрия или водную суспензию карбоната кальция, в качестве кислотного раствора - водный раствор соляной кислоты; селективную изоляцию высокопроницаемых интервалов пласта производят свежеприготовленным регулируемым вязкоупругим составом; регулируемый вязкоупругий состав содержит водорастворимый полимер акрилового ряда, сшиватель, термостабилизатор, поверхностно-активное вещество и воду. Суммарная массовая концентрация кислотного раствора определяется на основе массовой концентрации средней соли угольной кислоты исходя из стехиометрических соотношений. 7 з.п. ф-лы.
Description
Изобретение относится к нефтедобыче, в частности к способу разработки нефтяной залежи, позволяющему извлекать нефть из заводненного коллектора при сложных геолого-тектонических условиях на поздней стадии разработки.
С целью повышения охвата пластов заводнением на различных стадиях разработки нефтяного месторождения и вытеснения остаточной нефти из заводненных зон, как правило, широко используются водные растворы различных химреагентов. Установлено, что добычу остаточной нефти из заводненных пластов обеспечивает смешивающее вытеснение, при котором достигается сверхнизкое межфазовое натяжение на границе раздела фаз. Такие условия возникают при вытеснении нефти агентами, которые практически полностью устраняют отрицательное влияние капиллярных сил на вытеснение нефти.
Известно, что наиболее перспективным методом повышения нефтеотдачи пластов при различных системах разработки считается закачка в пласт оторочки двуокиси углерода (СО2).
Особенно важным является то, что закачку двуокиси углерода можно эффективно применять в широком диапазоне геологических и технологических условий для извлечения как легких, так и тяжелых или высоковязких нефтей.
В ходе физико-химических исследований свойств двуокиси углерода обнаружено, что в определенных термобарических условиях, а именно при сильном сжатии газа и последующим его нагреве, происходит скачкообразное увеличение плотности СО2 в десятки раз, тем самым плотность оказывается близкой к плотности жидкости, а вязкость остается почти как у газа. Такое состояние газа принято называть “сверхкритическим флюидом”. Получаемый раствор “сверхкритического флюида” становится идеальным реагентом для использования в процессах нефтегазодобычи, т.к. термодинамический режим, поддерживаемый в пластовых условиях, может быть использован для контроля растворяющих свойств этих флюидов. Самые большие изменения плотности “растворителя” достигаются приблизительно в критической точке растворителя, при которой сжимаемость растворителя больше, и небольшие изменения давления вызывают большие изменения плотности.
В результате внедрения технологий, основанных на использовании двуокиси углерода, установлено, что:
- при растворении в воде 5-10% СО2 наблюдается увеличение вязкости на 20-30%, уменьшение параметра подвижности в 2-3 раза;
- при растворении в нефти СО2 снижается межфазное натяжение на границе нефть-вода, наблюдается снижение вязкости нефти в 1,5-2,5 раза и увеличение нефтеотдачи на 10-15%;
- при растворении в нефти и воде СО2 происходит увеличение объема нефти (объемный эффект) и доотмыв остаточной нефти.
Вместе с тем были отмечены некоторые недостатки технологии закачки СО2 из наземных коммуникаций с целью увеличения нефтеотдачи пластов, в том числе:
- прорыв СО2 в добывающие скважины;
- при незначительных изменениях термобарических условий, в том числе при остановках скважин, происходит уменьшение концентрации СО2 в нефти, что влечет за собой коагуляцию и выпадение асфальтенов и смол в осадок. Это, в свою очередь, свидетельствует о преимущественной адсорбции на породе смолистых компонентов нефти, приводящей к образованию на твердой поверхности высоковязкой нефтяной пленки, не омываемой при обычном заводнении;
- коррозия нефтепромыслового оборудования;
- проблемы транспортировки больших объемов углекислого газа;
- отсутствие необходимой спецтехники и оборудования, обеспечивающего безопасное хранение и использование СО2;
- дороговизна технологии;
- и наконец, основное, - отсутствие во многих нефтедобывающих районах СО2 в достаточных объемах для внедрения в нефтедобыче.
В связи с этим возникла необходимость в создании такой технологии с использованием двуокиси углерода, которая сохранила бы все положительные эффекты, а с другой стороны, предотвратила бы негативные последствия, наблюдаемые при закачке СО2 из наземных коммуникаций.
Известен способ разработки нефтяной залежи, заключающийся в проталкивании водой по пласту оторочки двуокиси углерода, создаваемой закачкой в пласт смеси средней соли угольной кислоты (бикарбоната натрия) с лимонной кислотой [1].
В этой технологии вследствие того что реагенты закачивают в пласт в виде быстрореагирующей смеси, двуокись углерода будет образовываться уже в скважине и локализоваться в призабойной зоне пласта. Кроме того, способ не предусматривает проведение изоляции высокопроницаемых пропластков. Это приведет к неравномерному распределению двуокиси углерода в порах пласта, что может привести к прорыву газа через высокопроницаемые пропластки.
Известен способ разработки нефтяной залежи. Суть его заключается в том, что в пласте создается оторочка двуокиси углерода, которая генерируется непосредственно в пластовых условиях в результате реакции поочередно закачанных в пласт газообразующего и газовыделяющего химреагентов. В частности, в качестве газообразующего реагента используется кислотный раствор, а в качестве газовыделяющего - средняя соль угольной кислоты. Образованная таким образом газожидкостная оторочка проталкивается по пласту водой [2].
Часть двуокиси углерода, растворяющаяся в нефти, создает объемный эффект и обеспечивает отмыв остаточной нефти, причем при определенных термобарических условиях двуокись углерода, генерированная непосредственно в пласте, может смешиваться с нефтью в неограниченных пропорциях.
Часть двуокиси углерода, растворенная в воде, увеличивая вязкость воды, способствует выравниванию фронта вытеснения и увеличению охвата пласта вытеснением.
В известном способе соблюдение условия полного насыщения двуокисью углерода создаваемой оторочки обеспечивает однофазность и неравновесность получаемой оторочки, что значительно повышает эффективность способа в отличие от существующих методов, в которых при перенасыщении двуокисью углерода имеет место двухфазность оторочки и, как следствие, опережающий прорыв газа к добывающим скважинам, а при недонасыщении двуокисью углерода свойства оторочки практически не отличаются от свойств воды.
Известная технология разработки нефтяной залежи, предусматривающая генерирование газожидкостной оторочки непосредственно в пластовых условиях, не предусматривает селективную изоляцию высокопроницаемых и промытых участков пласта, особенно в процессе попеременной закачки газообразующего и газовыделяющего растворов, что снижает эффективность процесса вытеснения. Кроме того, при закачке кислотного раствора в пласт, сложенный карбонатными породами, может произойти разрушение скелета породы пласта.
Техническим результатом заявленного изобретения является увеличение эффективности системы поддержания пластового давления и, соответственно, нефтеотдачи пласта за счет выравнивания фронта вытеснения, снижения вероятности разрушения скелета породы пласта, упрощение регулирования фазового состояния газожидкостной оторочки изменением давления закачки порций кислотного раствора.
Этот результат достигается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, заключающемся в проталкивании водой генерируемой в пласте газожидкостной оторочки, создаваемой в пласте поочередной закачкой в пласт через нагнетательную скважину средней соли угольной кислоты и кислотного раствора, после закачки средней соли угольной кислоты кислотный раствор закачивают порциями, чередующимися с закачкой воды, при этом перед закачкой порции кислотного раствора, начиная, по меньшей мере, со второй порции, производят селективную изоляцию высокопроницаемых интервалов пласта.
Кроме того:
в качестве средней соли угольной кислоты в пласт закачивают водный раствор карбоната натрия или водную суспензию карбоната кальция, в качестве кислотного раствора - водный раствор соляной кислоты;
селективную изоляцию высокопроницаемых интервалов пласта производят свежеприготовленным регулируемым вязкоупругим составом; регулируемый вязкоупругий состав содержит водорастворимый полимер акрилового ряда, сшиватель, термостабилизатор, поверхностно-активное вещество и воду.
Суммарная массовая концентрация кислотного раствора определяется на основе массовой концентрации средней соли угольной кислоты исходя из стехиометрических соотношений.
Способ осуществляется следующим образом.
В пласт через нагнетательную скважину закачивают водный раствор или водную суспензию соли угольной кислоты. Затем в пласт закачивают порциями кислотный раствор, чередуя их с закачкой воды в качестве буфера.
В результате реакции средней соли угольной кислоты и порции кислотного раствора в пласте образуются высокопроницаемые каналы, это может вызвать прорыв последующей порции кислотного раствора. Для выравнивания фронта вытеснения перед закачкой порции кислотного раствора, начиная, по меньшей мере, со второй порции, производят селективную изоляцию высокопроницаемых каналов регулируемым вязкоупругим составом. Образующаяся газожидкостная оторочка проталкивается по пласту водой, вытесняя нефть из пласта.
Необходимые объемы и концентрации закачиваемых в пласт реагентов устанавливаются исходя из необходимого объема оторочки, величины пластового давления и температуры, условий полного насыщения оторочки двуокисью углерода. Суммарную массовую концентрацию кислотного раствора определяют на основе массовой концентрации средней соли угольной кислоты исходя из стехиометрических соотношений.
Фазовое состояние оторочки регулируется изменением давления закачки порций кислотного раствора.
Необходимый объем порции кислотного раствора определяется исходя из условия Vк.р≤ 0,5Vp.c, где Vк.р - объем порции кислотного раствора, м3; Vp.c - объем водного раствора или водной суспензии средней соли угольной кислоты, м3.
Таким образом, если закачивают кислотный раствор двумя порциями, то Vк.p=0,5 Vp.c., если тремя порциями - Vк.р=0,33 Vp.с и т.д.
В способе могут быть использованы следующие реагенты:
- в качестве водорастворимой соли угольной кислоты - любая водорастворимая соль угольной кислоты, но предпочтительно использовать наиболее доступный карбонат натрия /Nа2СО3/,
- в качестве водонерастворимой соли - карбонат кальция /СаСО3/;
- в качестве кислотного раствора - предпочтительно использовать водный раствор соляной кислоты;
- в качестве водорастворимого полимера акрилового ряда, например, - гидролизованный полиакрилонитрил /ГИПАН/, сополимер метакриловой кислоты и метакриламида /МЕТАС/, полиакриламид /ПАА/ и другие. Предпочтительно следует использовать наиболее эффективные водорастворимые полимеры, имеющие высокие молекулярные массы, в частности полиакриламид. Полиакриламид выпускается в виде геля /ТУ 6-16-01-1040-76/ и в виде сухого порошка /ТУ 6-16-157-78/. Импортные марки “KOGYO” /Япония/, “FP-301” /Франция/, “Praestol” /Германия/ и другие;
- в качестве сшивателя - бихромат натрия /Na2Cr2O7/, бихромат калия /К2Сr2O7/, а также хлориды и сульфаты железа, алюминия, хрома, меди, преимущественно бихромат натрия или бихромат калия;
- в качестве термостабилизатора - лигносульфанат, который не только придает устойчивость вязкоупругому составу при высоких пластовых температурах, но и выполняет функцию сшивателя;
- в качестве поверхностно-активного вещества (ПАВ) - неионогенные и анионактивные поверхностно-активные вещества, в частности сульфонол - анионактивное ПАВ - смесь натриевых солей алкилбензолсульфокислот с алкильным остатком, реагент ОП-10 - неионогенное, высокоактивное ПАВ - моноалкифениловый эфир полиэтиленгликоля и другие;
- в качестве регулируемого вязкоупругого состава может быть использована, например, композиция, содержащая в качестве водорастворимого полимера акрилового ряда полиакриламид, в качестве сшивателя - например, бихромат натрия, в качестве термостабилизатора - лигносульфонат, в качестве поверхностно-активного вещества - сульфонол при следующем соотношении компонентов в мас.%:
полиакриламид 0,1-1,0
бихромат натрия 0,4-0,8
лигносульфонат 0,2-0,5
сульфонол 0,1-0,3
вода остальное
Конкретный пример осуществления способа
Например, нефтяная залежь с пластовым давлением 5 МПа, пластовой температурой 40° С разрабатывается предлагаемым способом с созданием в пласте газожидкостной оторочки в объеме 0,1 объема пор (объем пор составляет 5000 м3). Таким образом, необходимый объем оторочки должен составлять 500 м3. Для полного насыщения 1 м3 воды, содержащей хлористый натрий, при температуре 40° С и давлении 5 МПа потребуется около 13 Нм3 двуокиси углерода. Тогда для насыщения 500 м3 при заданных условиях потребуется 6500 Нм3 двуокиси углерода.
Учитывая, что 1 тонна карбоната натрия при контакте с 0,7 тонны соляной кислоты порождает 210 Нм3 двуокиси углерода, получается, что карбоната натрия понадобится 31 тонна, а соляной кислоты 22 тонны. Принимая объемы водных растворов карбоната натрия и кислотного раствора равными (то есть 250 м3 каждый), получается, что массовая концентрация карбоната натрия в водном растворе составит 12,5%, а концентрация соляной кислоты в водном растворе составит 9%.
Через нагнетательную скважину в пласт был закачан весь объем 12,5% водного раствора карбоната натрия, то есть 250 м3, порция (125 м3) 9% водного раствора соляной кислоты и 3 м3 воды при давлении 6,5 МПа. Далее был приготовлен и закачан в пласт регулируемый вязкоупругий состав с содержанием компонентов в массовых %: ПАА - 1,0; бихромат натрия - 0,5; сульфонол - 0,3 и вода - 98,2 в объеме V=4 м3. Следом была закачана вода-буфер, вторая порция (125 м3) 9% водного раствора соляной кислоты и 5 м3 воды при давлении 8,5 МПа. Затем осуществлялась продавка оторочки водой.
В результате отбор нефти по реагирующим 3 эксплуатационным скважинам в течение 6 месяцев увеличился на 10-15%.
Вышеуказанные операции могут быть повторены в той же последовательности.
Способ при использовании водонерастворимой соли угольной кислоты в виде водной суспензии осуществляется в той же последовательности и тех же условиях, что и при использовании водорастворимой соли угольной кислоты.
Таким образом, применение описываемого способа позволяет существенно увеличить коэффициент нефтеотдачи.
Источники информации
1. US №4523642, Е 21 В 43/022, 1985 г.
2. RU №2142557, Е 21 В 43/20, 1999 г.
Claims (8)
1. Способ разработки нефтяной залежи, заключающийся в проталкивании водой генерируемой в пласте газожидкостной оторочки, создаваемой поочередной закачкой в пласт через нагнетательную скважину средней соли угольной кислоты и кислотного раствора, отличающийся тем, что после закачки средней соли угольной кислоты кислотный раствор закачивают порциями, чередующимися с закачкой воды, при этом перед закачкой порции кислотного раствора, начиная, по крайней мере, со второй порции, производят селективную изоляцию высокопроницаемых интервалов пласта.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что суммарную массовую концентрацию кислотного раствора определяют на основе массовой концентрации средней соли угольной кислоты исходя из стехиометрических соотношений.
3. Способ по п.2, отличающийся тем, что среднюю соль угольной кислоты закачивают в пласт в виде ее водного раствора.
4. Способ по п.2, отличающийся тем, что среднюю соль угольной кислоты закачивают в пласт в виде водной суспензии.
5. Способ по п.3, отличающийся тем, что в пласт закачивают водный раствор карбоната натрия.
6. Способ по п.4, отличающийся тем, что в пласт закачивают водную суспензию карбоната кальция.
7. Способ по п.5 или 6, отличающийся тем, что в качестве кислотного раствора в пласт закачивают водный раствор соляной кислоты.
8. Способ по любому из пп.1-7, отличающийся тем, что селективную изоляцию высокопроницаемых интервалов пласта производят путем закачки в пласт свежеприготовленного регулируемого вязкоупругого состава, содержащего водорастворимый полимер акрилового ряда, сшиватель, термостабилизатор, поверхностно-активное вещество и воду.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003110568/03A RU2244110C1 (ru) | 2002-06-13 | 2002-06-13 | Способ разработки нефтяной залежи |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003110568/03A RU2244110C1 (ru) | 2002-06-13 | 2002-06-13 | Способ разработки нефтяной залежи |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2003110568A RU2003110568A (ru) | 2004-11-20 |
| RU2244110C1 true RU2244110C1 (ru) | 2005-01-10 |
Family
ID=34881052
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2003110568/03A RU2244110C1 (ru) | 2002-06-13 | 2002-06-13 | Способ разработки нефтяной залежи |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2244110C1 (ru) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2519093C1 (ru) * | 2013-02-19 | 2014-06-10 | Закрытое Акционерное Общество Научно-Производственное Предприятие "Нефтетрубосервис" | Способ обработки нефтяного пласта |
| RU2524738C1 (ru) * | 2013-01-09 | 2014-08-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный минерально-сырьевой университет "Горный" | Полимерный состав для внутрипластовой водоизоляции |
| RU2534873C2 (ru) * | 2012-05-25 | 2014-12-10 | Некоммерческое партнерство "Институт системных исследований процессов нефтегазодобычи" (НП "ИСИПН") | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2814697C1 (ru) * | 2022-11-16 | 2024-03-04 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный геологоразведочный университет имени Серго Орджоникидзе" (МГРИ) | Способ разработки нефтяной залежи |
-
2002
- 2002-06-13 RU RU2003110568/03A patent/RU2244110C1/ru not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ОГАНЕСЯН Э.Т. Важнейшие понятия и термины в химии: Справочное пособие. - М.: Высшая школа, 1993, с.152. * |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2534873C2 (ru) * | 2012-05-25 | 2014-12-10 | Некоммерческое партнерство "Институт системных исследований процессов нефтегазодобычи" (НП "ИСИПН") | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2524738C1 (ru) * | 2013-01-09 | 2014-08-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный минерально-сырьевой университет "Горный" | Полимерный состав для внутрипластовой водоизоляции |
| RU2519093C1 (ru) * | 2013-02-19 | 2014-06-10 | Закрытое Акционерное Общество Научно-Производственное Предприятие "Нефтетрубосервис" | Способ обработки нефтяного пласта |
| RU2814697C1 (ru) * | 2022-11-16 | 2024-03-04 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный геологоразведочный университет имени Серго Орджоникидзе" (МГРИ) | Способ разработки нефтяной залежи |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2327744C (en) | A foam drive method | |
| US8759261B2 (en) | Method and composition for enhanced hydrocarbons recovery | |
| US3308885A (en) | Treatment of subsurface hydrocarbon fluid-bearing formations to reduce water production therefrom | |
| US3804173A (en) | Method for reducing polymer adsorption in secondary oil recovery operations | |
| US4676316A (en) | Method and composition for oil recovery by gas flooding | |
| US20120325483A1 (en) | Combined miscible or near miscible gas and asp flooding for enhanced oil recovery | |
| WO2004081342A2 (en) | Method and composition for enhanced hydrocarbons recovery | |
| US11401455B2 (en) | Low pH crosslinking of polymers | |
| CN111542586A (zh) | 用于碳酸盐岩储层中采油的强化表面活性剂聚合物驱采工艺 | |
| EP2534335A1 (en) | Low salinity reservoir environment | |
| US20150198018A1 (en) | Composition for and process of recovering oil from an oil-bearing formation | |
| US3335792A (en) | Method for increasing oil recovery | |
| US4203491A (en) | Chemical flood oil recovery with highly saline reservoir water | |
| RU2244110C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| CA1102683A (en) | High conformance oil recovery process | |
| US3500921A (en) | Polymer-preceded chemical flood | |
| US20160215201A1 (en) | Composition and method for enhanced hydrocarbon recovery | |
| US11867039B2 (en) | Alternating microsphere and smartwater injection for enhanced oil recovery | |
| US11739620B1 (en) | Methodology to improve the efficiency of gravity drainage CO2 gas injection processes | |
| RU2211317C1 (ru) | Способ воздействия на нефтяную залежь с неоднородными коллекторами | |
| Hassan et al. | Effect of N2 on CO2-Foam Assisted Enhanced Oil Recovery in Sandstone Reservoir | |
| RU2190091C2 (ru) | Способ вытеснения пеной | |
| Ayoub et al. | Characterization of the dynamic ift of surfactant-in-brine/n-heptane/shale systems; an enhanced oil recovery perspective | |
| US5341878A (en) | Fatty acid salts as steam foaming agents | |
| EP3850054A1 (en) | Oil recovery process using an oil recovery composition of aqueous salt solution and dilute polymer for carbonate reservoirs |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20120614 |