RU2536070C1 - Способ разработки и повышения нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов - Google Patents
Способ разработки и повышения нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов Download PDFInfo
- Publication number
- RU2536070C1 RU2536070C1 RU2013138556/03A RU2013138556A RU2536070C1 RU 2536070 C1 RU2536070 C1 RU 2536070C1 RU 2013138556/03 A RU2013138556/03 A RU 2013138556/03A RU 2013138556 A RU2013138556 A RU 2013138556A RU 2536070 C1 RU2536070 C1 RU 2536070C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- oil
- development
- polymer
- inhomogeneous
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
- Separation Of Suspended Particles By Flocculating Agents (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке и повышении нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов заводнением. В способе разработки и повышения нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов, включающем заводнение с циклической закачкой в пласт сшитой щелочной полимерной глинисто-кварцевой композиции, где в качестве полимерной основы используют сшитый ацетатом хрома водный полимерный раствор, вначале осуществляют закачку водного раствора гидролизованного полиакриламида-ПАА и сшивателя - ацетата хрома, продавку его водой и затем закачку водной суспензии смеси модифицированного бентонитового глинопорошка и кварцевого песка с продавкой ее водой, указанный водный раствор дополнительно содержит кальцинированную соду при следующей концентрации в нем компонентов, мас. %: гидролизованный ПАА 0,01-0,30, ацетат хрома 0,1-0,6, кальцинированная сода 0,05-0,1, соотношение в смеси модифицированного бентонитового порошка и кварцевого песка. Технический результат - повышение нефтеотдачи неоднородных и заводненных пластов на поздней стадии разработки, снижение обводненности продукции. 1 пр., 1 ил.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке и повышении нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов заводнением за счет циклической закачки в пласт сшитой щелочной полимерной глинисто-кварцевой системы, блокирующей высокопроницаемые интервалы и трещины, служащей эффективным вытесняющим агентом остаточной нефти из промытой части пласта.
Известен способ разработки нефтяной залежи с высокотемпературным пластом, включающий закачку в пласт смеси растворов хлористого алюминия и тринатрийфосфата с последующим продавливанием в пласт раствором поверхностно-активного вещества (патент РФ 2094599, МКИ 6 E21B 43/20, 1996 г.).
Недостатком данного способа является низкая глубина проникновения образующегося осадка в пласт и сложность осуществления технологического процесса.
Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку в пласт водной суспензии на основе полиакриламида, бентонитовой глины и соединения хрома и водной суспензии на основе древесной муки, конденсированной сульфит-спиртовой барды и бихромата калия (см. патент РФ №2205946, E21B 43/22, 2003). Способ обеспечивает выравнивание профиля приемистости и увеличение охвата пласта заводнением за счет кольматации высокопроницаемых обводненных зон пласта.
Недостатками способа являются низкая эффективность при использовании на месторождениях с зональной неоднородностью, что обусловлено малой глубиной фильтрации дисперсных частиц в объеме пласта, и ограниченная продолжительность технологического эффекта. Недостатками способа являются также кольматация отдельных интервалов пласта в результате закачки древесной муки и блокирование запасов нефти в низкопроницаемых интервалах.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является способ повышения нефтеотдачи трещиноватых и пористых пластов с искусственно созданными трещинами после гидравлического разрыва пласта (патент RU №2398102, МПК E21B 43/22), включающий закачку водного раствора полиакриламида со сшивателем - соединением хрома, с использованием добавки бентонитового глинопорошка и кварцевого песка. В смеси используют бентонитовый глинопорошок, модифицированный в смеси с кварцевым песком, осуществляют вначале закачку водного раствора, содержащего 0,01-0,30 мас. % частично гидролизованного полиакриламида и 0,1-0,6 мас. % сшивателя - хромсодержащего соединения, продавку водой, затем - закачку водного раствора полиакриламида с вязкостью на 10% большей вязкости пластовой воды, в котором суспендировано 3-10 мас. % смеси модифицированного бентонитового глинопорошка и кварцевого песка с начальным их соотношением 10:1 при последующем увеличении концентрации песка до соотношения 1:2.
Существенным недостатком известного способа является то, что при взаимодействии водного раствора ПАА с бентонитовым глинопорошком и кварцевым песком на водной основе происходит быстрое осаждение глины и песка вблизи забоя нагнетательной скважины, рост давления закачки; в высокоминерализованных пластовых водах объем тампонирующей массы заметно снижается; способ работает только на блокировку высокопроницаемых интервалов и трещин. Полученная сшитая полимер-глинисто-кварцевая система не обладает достаточной подвижностью и, соответственно, не может служить эффективным вытесняющим агентом остаточной нефти из промытой части пласта.
Основная задача предлагаемого изобретения состоит в повышении нефтеотдачи в обводненных и неоднородных пластах, находящихся на поздней стадии разработки, со снижением обводненности добываемой продукции за счет вытеснения остаточной нефти и глубины воздействия щелочной полимерной глинисто-кварцевой системой.
Поставленная задача решается тем, что в способе разработки и повышения нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов, включающим заводнение с циклической закачкой в пласт сшитой щелочной полимерной глинисто-кварцевой композиции, где в качестве полимерной основы используют сшитый ацетатом хрома водный полимерный раствор, в начале осуществляют закачку водного раствора гидролизованного полиакриламида - ПАА и сшивателя - ацетата хрома, продавку его водой и затем закачку водной суспензии смеси модифицированного бентонитового глинопорошка и кварцевого песка с продавкой ее водой, особенностью является то, что указанный водный раствор дополнительно содержит кальцинированную соду при следующей концентрации в нем компонентов, масс. %: гидролизованный ПАА 0,01-0,30, ацетат хрома 0,1-0,6, кальцинированная сода 0,05-0,1, соотношение в смеси модифицированного бентонитового порошка и кварцевого песка составляет 10:3, а суспензия содержит 3-10 масс. % указанной смеси.
Способ используют при проведении работ на нагнетательных скважинах с целью комплексного воздействия на пласт, включающего выравнивание профиля приемистости скважины, перераспределения фильтрационных потоков и увеличения охвата пласта заводнением.
Сущность предлагаемого способа разработки и повышения нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов заключается в том, что в качестве закачиваемой полимерной суспензии используется сшитый полимерный раствор с шелочью, где в качестве щелочи используется кальцинированная сода с концентрацией в растворе с диапазоном 0,05-0,1% масс., в качестве сшивателя используются хромсодержащие соединения 0,1-0,6% масс., с последующей закачкой водной смеси бентонитового глинопорошка и кварцевого песка. В процессе закачки поступающие в пласт частицы глинистой суспензии и кварцевого песка начинают взаимодействовать с водной композицией сшитого полиакриламида и щелочи (кальцинированной соды или едкого натра), в результате происходит разбухание бентонитового глинопорошка с кварцевым песком, с переходом во взвешенное состояние. Одновременно идет процесс флокуляции сшитой щелочной полимерной глинисто-кварцевой системы (ЩПГКС) в высокопроницаемых зонах пласта, увеличение фильтрационного сопротивления флокулянта приводит к перераспределению фильтрационных потоков. Это позволяет закачивать большие объемы раствора щелочной полимерной и глинисто-кварцевой системы, увеличивая глубину обработки пласта. Последующее нагнетание вытесняющего агента (воды) способствует извлечению остаточной нефти и из низкопроницаемых неохваченных вытеснением зон пласта.
В целом в результате воздействия на пласт при использовании предложенного способа происходит блокирование прорывов воды, перераспределение фильтрационных потоков и снижение обводненности добываемой продукции. Предложенный способ повышения нефтеотдачи более надежен по сравнению с прототипом, используемые материалы просты в приготовлении, являются доступными, недорогими, выпускаются отечественной промышленностью в достаточном количестве. В качестве сшивающего агента, вводимого в ЩПГКС, используют хромокалиевые квасцы по ГОСТ 4162-79, ацетат хрома по ТУ 6-09-5380-88, бихромат калия по ГОСТ 2652-78, бихромат натрия по ГОСТ 2651-88 с концентрацией от 0,1% до 0,6%. Используется едкий натр или кальцинированная сода, карбонат натрия (Na2CO3), плотностью 2.589 г/см3, хорошо растворяющаяся в воде, создающая сильнощелочную среду. В качестве глинопорошка используется модифицированный бентонитовый глинопорошок марки ПМБА, ПБМБ по ТУ 2164-006-41219638-2005. Полиакриламиды марки PDA, Р-1020, DKS, Accatrol, «Сайдрил», специально приготовленный кварцевый песок. В качестве щелочи - кальцинированная сода.
Количество частично гидролизованного полиакриламида, глинистой суспензии, кварцевого песка и сшивающего агента берут в зависимости от удельной приемистости скважин и толщины пласта. Путем подбора концентраций реагентов можно регулировать время гелеобразования и проводить перераспределение потоков в любой зоне неоднородного пласта. В качестве глинопорошка используется модифицированный бентонитовый глинопорошок марки ПМБА. Перед проведением закачки проверяется скважина на трех режимах с построением индикаторной кривой для оценки характера промытых зон и трещин. Объем, концентрация компонентов и темп закачки выбирается в зависимости от проведенных исследований.
На фиг. 1. представлена схема закачки реагентов способа разработки и повышения нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов, состоящая из 1 - нагнетательной скважины, 2 - насосного агрегата, 3 - эжекторного устройства, 4 сухого ПАА, 5 - глинопорошка с кварцевым песком, 6 - сшивателя, ацетата хрома, 7 - щелочи (кальцинированной соды), 8 - задвижки технологической для регулирования подачи воды с водовода, 9 - расходомера воды.
Способ осуществляется следующим образом. В пласт, разрабатываемый путем заводнения, с помощью насосного агрегата 2 закачивают смесь полиакриламида с концентрацией 0,01-0,30% - 0,1-0,6% раствора соединения хрома, кальцинированную соду с концентрацией 0,05-0,1% при давлении нагнетания закачиваемой в пласт воды. Закачку производят путем дозирования сухой смеси расчетного количества полиакриламида 4 и щелочи 7 в заданном соотношении через эжектор 3 в раствор воды с водовода. Суспензию продавливают в пласт буферным объемом воды через задвижку 8 и расходомер 9 с водовода в количестве не менее 10-14 м3. Затем через эжектор в сухом виде закачивают суспензию модифицированного бентонитового глинопорошка с кварцевым песком с концентрацией 3-10%, с начальным их соотношением 10:1, при давлении нагнетания в 10-40% выше давления нагнетания закачиваемой в пласт воды. Суспензию продавливают в пласт буферным объемом воды через задвижку 8 и расходомер 9 с водовода, в количестве не менее 10-14 м3. Далее цикл закачки реагентов повторяется до снижения приемистости скважины на величину не более чем 50% при последующем увеличении концентрации песка до соотношения 1:2.
Предлагаются примеры на скважинах реализации способа разработки и повышения нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов.
Пример 1. Продуктивный пласт группы ЮВ1 нефтяного Хохряковского месторождения в Нижневартовском районе выраженной зональной и послойной неоднородностью. Пласт со стороны добывающих скважин характеризуется значительной выработкой запасов. Нефтяной пласт разрабатывается с помощью заводнения. Средняя приемистость нагнетательной скважины составляет 250 м3/сут. По отдельным нагнетательным скважинам приемистость более 350 м3/сут. В нагнетательную скважину с приемистостью 350 м3/сут при давлении нагнетания 130 атм с помощью насосного агрегата закачали 4%-ную суспензию модифицированного бентонитового глинопорошка марки ПБМА в 0,06%-ном водном растворе полиакриламида марки PDA. Приготовили 50 м3 водного раствора ПАА (200 кг) с добавкой щелочного агента (300 кг) и закачали приготовленный раствор ПАА с добавками в скважину, разбавляя технической водой из расчета 1 часть раствора к 5 частям технической воды. Продавили раствор полимерной композиции в пласт закачкой воды из водовода не менее 10 м3. Закачали в скважину 300 м3 глинистого раствора (8 т бентонитовой глины). Продавили состав в пласт водой не менее 10 м3. Циклы повторили 2 раза, в перерывах между циклами запускали скважину в работу на 5 часов. После закачки полимердисперсной системы приемистость скважины снизилась до 200 м3/сут при давлении 13 МПа, по истечении 6 месяцев после обработки скважины накопленная дополнительная добыча нефти по добывающим скважинам составила 3100 тонн. В добывающих скважинах установлено снижение обводненности добываемой продукции на 2-3% и увеличение дебитов по нефти.
Способ может быть использован при разработке залежей с различными коллекторскими свойствами, включая пласты с трещиноватыми, трещиновато-пористыми и пористыми коллекторами, обеспечивает в них повышение нефтеотдачи за счет закачки в нагнетательные скважины сшитой щелочной полимерной глинисто-кварцевой системы.
Claims (1)
- Способ разработки и повышения нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов, включающий заводнение с циклической закачкой в пласт сшитой щелочной полимерной глинисто-кварцевой композиции, где в качестве полимерной основы используют сшитый ацетатом хрома водный полимерный раствор, в начале осуществляют закачку водного раствора гидролизованного полиакриламида - ПАА и сшивателя - ацетата хрома, продавку его водой и затем закачку водной суспензии смеси модифицированного бентонитового глинопорошка и кварцевого песка с продавкой ее водой, отличающийся тем, что указанный водный раствор дополнительно содержит кальцинированную соду при следующей концентрации в нем компонентов, масс. %: гидролизованный ПАА 0,01-0,30, ацетат хрома 0,1-0,6, кальцинированная сода 0,05-0,1, соотношение в смеси модифицированного бентонитового порошка и кварцевого песка составляет 10:3, а суспензия содержит 3-10 масс. % указанной смеси.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013138556/03A RU2536070C1 (ru) | 2013-08-19 | 2013-08-19 | Способ разработки и повышения нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013138556/03A RU2536070C1 (ru) | 2013-08-19 | 2013-08-19 | Способ разработки и повышения нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2536070C1 true RU2536070C1 (ru) | 2014-12-20 |
Family
ID=53286227
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2013138556/03A RU2536070C1 (ru) | 2013-08-19 | 2013-08-19 | Способ разработки и повышения нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2536070C1 (ru) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2611794C1 (ru) * | 2016-01-29 | 2017-03-01 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ ограничения водопритока в скважине |
RU2743157C1 (ru) * | 2020-03-23 | 2021-02-15 | Павел Владимирович Химченко | Способ повышения нефтеотдачи |
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3948116A (en) * | 1974-05-30 | 1976-04-06 | Aart Groeneveld | Speed control governor for regulating the maximum speed of internal-combustion vehicle engines |
RU2078917C1 (ru) * | 1996-02-05 | 1997-05-10 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Иджат ЛТД" | Способ разработки неоднородных пластов при циклическом заводнении |
RU2094599C1 (ru) * | 1996-07-05 | 1997-10-27 | Акционерное общество открытого типа "Ноябрьскнефтегаз" | Способ разработки нефтяной залежи с высокотемпературным пластом |
RU2205946C1 (ru) * | 2001-10-31 | 2003-06-10 | Шарифуллин Фарид Абдуллович | Способ разработки нефтяной залежи |
RU2347897C1 (ru) * | 2007-06-15 | 2009-02-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничения водопритока в добывающей скважине |
RU2352771C2 (ru) * | 2007-01-29 | 2009-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ применения модифицированных полимерных составов для повышения нефтеотдачи пластов |
RU2398102C1 (ru) * | 2009-10-08 | 2010-08-27 | Дамир Мидхатович Сахипов | Способ повышения нефтеотдачи трещиноватых и пористых пластов с искусственно созданными трещинами после гидравлического разрыва пласта - грп |
-
2013
- 2013-08-19 RU RU2013138556/03A patent/RU2536070C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3948116A (en) * | 1974-05-30 | 1976-04-06 | Aart Groeneveld | Speed control governor for regulating the maximum speed of internal-combustion vehicle engines |
RU2078917C1 (ru) * | 1996-02-05 | 1997-05-10 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Иджат ЛТД" | Способ разработки неоднородных пластов при циклическом заводнении |
RU2094599C1 (ru) * | 1996-07-05 | 1997-10-27 | Акционерное общество открытого типа "Ноябрьскнефтегаз" | Способ разработки нефтяной залежи с высокотемпературным пластом |
RU2205946C1 (ru) * | 2001-10-31 | 2003-06-10 | Шарифуллин Фарид Абдуллович | Способ разработки нефтяной залежи |
RU2352771C2 (ru) * | 2007-01-29 | 2009-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ применения модифицированных полимерных составов для повышения нефтеотдачи пластов |
RU2347897C1 (ru) * | 2007-06-15 | 2009-02-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничения водопритока в добывающей скважине |
RU2398102C1 (ru) * | 2009-10-08 | 2010-08-27 | Дамир Мидхатович Сахипов | Способ повышения нефтеотдачи трещиноватых и пористых пластов с искусственно созданными трещинами после гидравлического разрыва пласта - грп |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2611794C1 (ru) * | 2016-01-29 | 2017-03-01 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ ограничения водопритока в скважине |
RU2743157C1 (ru) * | 2020-03-23 | 2021-02-15 | Павел Владимирович Химченко | Способ повышения нефтеотдачи |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2528186C2 (ru) | Усовершенствование способа добычи нефти с использованием полимера без дополнительного оборудования или продукта | |
CN102816558B (zh) | 一种深部调剖堵水用堵剂及其制备方法 | |
RU2382185C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной и ограничения водопритока в добывающей скважинах (варианты) | |
RU2456439C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины | |
RU2670808C1 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи пластов (варианты) | |
RU2286446C1 (ru) | Способ кислотной обработки призабойной зоны скважины | |
CN104650842A (zh) | 一种调驱组合物及调驱方法 | |
RU2536070C1 (ru) | Способ разработки и повышения нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов | |
RU2569101C1 (ru) | Способ снижения водопритока к горизонтальным скважинам | |
RU2487235C1 (ru) | Способ разработки обводненного карбонатного пласта | |
RU2597593C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных и ограничения водопритока в добывающих скважинах | |
RU2547025C1 (ru) | Способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов (варианты) | |
RU2616893C1 (ru) | Способ ограничения водопритока в добывающих нефтяных скважинах | |
RU2618547C1 (ru) | Способ разработки карбонатного нефтяного пласта (варианты) | |
RU2716316C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
RU2459936C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2211317C1 (ru) | Способ воздействия на нефтяную залежь с неоднородными коллекторами | |
RU2451168C1 (ru) | Способ регулирования фронта заводнения нефтяных пластов | |
RU2382174C1 (ru) | Способ изоляции зон поглощения в скважине | |
RU2405927C1 (ru) | Способ ликвидации зон поглощения в скважине | |
RU2729667C1 (ru) | Способ регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины | |
RU2792491C1 (ru) | Способ разработки карбонатного коллектора верей-башкирских объектов | |
RU2811129C1 (ru) | Состав для вытеснения нефти из пластов и селективного ограничения водопритоков | |
RU2725205C1 (ru) | Способ разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта | |
CN106968655A (zh) | 一种采油方法 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160820 |