RU2586356C1 - Состав и способ повышения нефтеотдачи нефтяных пластов - Google Patents
Состав и способ повышения нефтеотдачи нефтяных пластов Download PDFInfo
- Publication number
- RU2586356C1 RU2586356C1 RU2015104218/03A RU2015104218A RU2586356C1 RU 2586356 C1 RU2586356 C1 RU 2586356C1 RU 2015104218/03 A RU2015104218/03 A RU 2015104218/03A RU 2015104218 A RU2015104218 A RU 2015104218A RU 2586356 C1 RU2586356 C1 RU 2586356C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- paa
- solution
- aqueous
- aqueous solution
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 102
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title claims abstract description 42
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 34
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 title claims abstract description 25
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 96
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims abstract description 58
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 36
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 35
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 34
- 239000000344 soap Substances 0.000 claims abstract description 31
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 30
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 claims abstract description 29
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims abstract description 29
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 26
- 239000007900 aqueous suspension Substances 0.000 claims abstract description 22
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims abstract description 21
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims abstract description 21
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 20
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims abstract description 20
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims abstract description 20
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 15
- 238000011161 development Methods 0.000 claims abstract description 14
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 claims abstract description 10
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 9
- 238000003795 desorption Methods 0.000 claims abstract description 8
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 61
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 61
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 36
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 16
- 235000011121 sodium hydroxide Nutrition 0.000 claims description 12
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims description 11
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 claims description 10
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 claims description 9
- -1 salts metals Chemical class 0.000 claims description 8
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 230000009471 action Effects 0.000 claims description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 35
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 7
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 abstract description 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 4
- 239000011148 porous material Substances 0.000 abstract description 3
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 abstract description 2
- 238000012856 packing Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 130
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 12
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 11
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 8
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 8
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 7
- 230000008569 process Effects 0.000 description 7
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 6
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 5
- 239000000047 product Substances 0.000 description 5
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 4
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 4
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 4
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 4
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 4
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 3
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 3
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 3
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 3
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 239000011282 acid tar Substances 0.000 description 2
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 2
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 2
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 2
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 description 2
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 2
- 239000012261 resinous substance Substances 0.000 description 2
- 230000004044 response Effects 0.000 description 2
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 2
- NIPNSKYNPDTRPC-UHFFFAOYSA-N N-[2-oxo-2-(2,4,6,7-tetrahydrotriazolo[4,5-c]pyridin-5-yl)ethyl]-2-[[3-(trifluoromethoxy)phenyl]methylamino]pyrimidine-5-carboxamide Chemical compound O=C(CNC(=O)C=1C=NC(=NC=1)NCC1=CC(=CC=C1)OC(F)(F)F)N1CC2=C(CC1)NN=N2 NIPNSKYNPDTRPC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 1
- 238000004220 aggregation Methods 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 150000001844 chromium Chemical class 0.000 description 1
- WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K chromium(3+);triacetate Chemical compound [Cr+3].CC([O-])=O.CC([O-])=O.CC([O-])=O WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 230000002542 deteriorative effect Effects 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 238000007865 diluting Methods 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000000284 extract Substances 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 239000011346 highly viscous material Substances 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 239000004530 micro-emulsion Substances 0.000 description 1
- 239000011859 microparticle Substances 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- KFSLWBXXFJQRDL-UHFFFAOYSA-N peroxyacetic acid Substances CC(=O)OO KFSLWBXXFJQRDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 239000011269 tar Substances 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 238000009827 uniform distribution Methods 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/162—Injecting fluid from longitudinally spaced locations in injection well
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Lubricants (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в том числе к разработке нефтяных пластов с неоднородными, низкопроницаемыми, глинизированными коллекторами, при наличии искусственных трещин и кольматацин порового пространства глинистым материалом, асфальто-смоло-парафиновыми отложениями. Состав для повышения нефтеотдачи нефтяных пластов, содержащий водные растворы поверхностно-активного вещества-ПАВ и полиакриламида - ПАА, содержит в качестве раствора ПАВ 0,5-15%-ный водный раствор анионного мицеллообразующего натурального мыла - АМНМ, в качестве раствора ПАА 0,3-5% водный раствор ПАА с молекулярной массой до 18 млн ед. и дополнительно 0,1-1%-ную водную суспензию ультрадисперсного нанометрического углерода - УДНМУ при следующем соотношении компонентов, масс.%: указанный раствор АМНМ 10-90, указанный раствор ПАА 9,9-89, указанная суспензия 0,1-1. В способе повышения нефтеотдачи нефтяных пластов, включающем десорбцию остаточной и каппилярной нефти водными растворами ПАВ и вытеснение остаточной нефти к добывающим скважинам высоковязкими агентами на основе водных растворов ПАА, преобразуемых в «микрогель» под действием «сшивателей», например водных растворов солей металлов, используют указанный выше состав, перед закачкой которого осуществляют закачку в нефтяной пласт смеси 0,5-15%-ного водного раствора АМНМ и 0,1-1%-ной водной суспензии УДНМУ, проталкивают ее в зону соприкосновения фронта вытеснения нефти водой и низкопроницаемой глинизированной части нефтяного пласта, экстрагируют ею соли металлов из глинистого материала указанной части для сшивания ПАА и формирования микрогеля. Изобретение развито в зависимом пункте формулы. Технический результат - увеличение нефтеотдачи, в т.ч. в пластах с большим содержанием остаточной нефти и на месторождениях высоковязкой нефти. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 10 табл.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяных месторождений, и может быть использовано для увеличения нефтеотдачи как на обычных, так и на сложнопостроенных залежах с неблагоприятными геолого-промысловыми факторами: низкой проницаемостью и неоднородностью коллектора, наличием больших зон водонефтяного контакта, высокой анизотропией пласта как по толщине, так и по простиранию, с наличием переслаивающихся глинистых пропластков, обширными, неохваченными процессами вытеснения застойными зонами, а также наличием высоковязкой или аномально-вязкой нефти с высоким содержанием асфальтенов, смол, парафинов.
Основными аналогами заявляемого изобретения являются составы для повышения нефтеотдачи пластов, содержащие водные растворы поверхностно-активных веществ и полиакриламидидов, а также способы повышения нефтеотдачи пластов с применением технологий создания в пласте высоковязких оторочек из «микрогеля», частично или полностью «сшитого» полиакриламида, а также различные технологии отмыва остаточной нефти находящейся в пласте в пленочном ИМЛИ капиллярном виде водными растворами поверхностно-активных веществ путем закачки их через нагнетательные скважины.
Известны состав для повышения нефтеотдачи пластов, содержащий нефтерастворимый полимер и нефтерастворимое поверхностно-активное вещество (ПАВ), и способ повышения нефтеотдачи пластов, включающий закачку оторочки растворителя, содержащего в качестве присадки нефтерастворимый полимер и нефтерастворимое поверхностно-активное вещество (ПАВ), с последующим проталкиванием ее газом или газом и водой (патент РФ №2034981, МКИ 6 Е21В 43/22, опубл. 10.05.1995 г. Бюл. №13). Недостатком способа является высокая себестоимость дополнительно добытой остаточной нефти и низкая экономическая эффективность способа из-за необходимости организации на месторождении системы закачки газа в пласт.
Известны состав для повышения нефтеотдачи пластов, включающий продукт совместной переработки кислых гудронов и оксиэтилированного алкилфенола АФ9-4 в углеводородном растворе и способ повышения нефтеотдачи пластов, включающий закачку в пласт высоковязкой оторочки из продукта совместной переработки кислых гудронов и оксиэтилированного алкилфенола АФ9-4 в углеводородном растворе, затем оторочки водного раствора ПАВ - продукта совместной переработки кислых гудронов и оксиэтилированного алкилфенола АФ9-12 за два цикла (патент РФ №2012787, МКИ 5 Е21В 43/22, опубл. 15.05.1994 г. Бюл. №9). Недостатком приведенного состава и способа повышения нефтеотдачи пластов является относительно невысокое увеличение нефтеотдачи, особенно в малопроницаемых терригенных или карбонатных пластах с высоковязкой нефтью, т.к. за счет этого способа может быть отобрана только остаточная нефть, находящаяся в трещинах и высокопроницаемых порах. Кроме этого, данный способ малоэффективен на поздней стадии разработки месторождения при наличии большого количества разрывов в фронте вытеснения нефти водой и наличия обширных зон, промытых водой. Наиболее близким к заявляемому составу для повышения нефтеотдачи пластов и способу повышения нефтеотдачи пластов является состав для повышения нефтеотдачи пластов, содержащий полиакриламид и комплексное поверхностно-активное вещество или оксиэтилированный алкилфенол (патент РФ №2485301, МКИ 6 Е21В, опубл. 20.07.2013 г.). Наиболее близким способом повышения нефтеотдачи пластов является способ повышения нефтеотдачи пластов, включающий проведение комплекса гидродинамических исследований и закачку в пласт микрогелевого состава, содержащего полиакриламид, сшиватель и воду, а также закачку дополнительно с микрогелевым составом оксиэтилированного алкилфенола или комплексного поверхностно-активного вещества - ПАВ, при этом микрогелевый состав получают путем введения в водную суспензию полиакриламида 5-10%-ного водного раствора сшивателя - соли алюминия и одновременно оксиэтилированного алкилфенола или комплексного ПАВ при следующем соотношении компонентов, % мас.: полиакриламид 0.03-0,5, сшиватель - соль алюминия 0,005-0,15, оксиэтилированный алкилфенол или комплексное ПАВ 0,05-0,3, вода - остальное, причем перед закачкой микрогелевого состава производят закачку гелеобразующего состава, который получают путем введения в водную суспензию полиакриламида 3-10%-ного водного раствора сшивателя - соли хрома, при следующем соотношении компонентов, % мас.: полиакриламид 0,1-0,5, сшиватель - соль хрома 0,01-0,05, вода - остальное (патент РФ №2485301, МКИ 6 Е21В, опубл. 20.07.2013 г.).
Недостатком указанного состава для повышения нефтеотдачи пластов и способа повышения нефтеотдачи пластов является их низкая эффективность в залежах со слабопроницаемыми, глинизированными коллекторами, или наоборот, в залежах с высокопроницаемыми пропластками или при наличии естественных или искусственных трещин или при наличии естественных или искусственных трещин. Низкая эффективность обусловлена тем, что при использовании водных растворов полиакриламида со сшивателем (ацетат хрома) черезвычайно сложно локализовать процессы полимеризации (сшивания) полиакриламида в зоне наиболее интенсивной фильтрации воды для гарантированного блокирования водонасыщенных зон с последующим перераспределением фильтрационного потока в застойные зоны и вытеснения остаточной нефти к добывающим скважинам. Низкая успешность закачки водного раствора полиакриламида со сшивателем обусловлена тем, что зачастую происходит преждевременная полимеризация (сшивание) полиакриламида в призабойных зонах и зонах гидродинамического влияния добывающих или нагнетательных скважин. При этом поставленная задача по вытеснению остаточной нефти не выполняется, гидродинамическое качество нагнетательных и добывающих скважин необратимо ухудшается, вплоть до полной потери приемистости нагнетательных и дебита добывающих.
Задача изобретения - увеличение нефтеотдачи и текущих дебитов добывающих скважин на нефтяных залежах с терригенными и карбонатными типами коллекторов и особенно на сложнопостроенных залежах с высокой степенью неоднородности пласта, большим количеством глинистых пропластков и большими остаточными запасами нефти в застойных зонах, а также на месторождениях с высоковязкой нефтью и нефтью с высоким содержанием асфальто-смолистых веществ и парафина.
Поставленная задача решается:
1. Применением состава для повышения нефтеотдачи нефтяных пластов, содержащим водные растворы поверхностно-активного вещества и полиакриламида, а именно - за счет использования в качестве поверхностно-активного вещества водного раствора анионного мицеллообразующего натурального мыла с концентрацией 0,5-15% масс., вода - остальное и использования в качестве водного раствора полиакриламида - водный раствор полиакриламида с молекулярной массой до 18 млн.ед. в концентрации 0,3-5% масс., вода - остальное, причем состав дополнительно содержит водную суспензию ультрадисперсного нанометрического углерода в концентрации 0,1-1% масс., вода - остальное, а соотношение компонентов в составе в пересчете на активное вещество имеет следующие значения:
- водный раствор анионного мицеллообразующего натурального мыла от 10 до 90%, масс.;
- водный раствор полиакриламида с молекулярной массой 18 млн.ед. от 9,9 до 89% масс.;
- водная суспензия ультрадисперсного нанометрического углерода от 0,1 до 1% масс.
2. Использованием способа повышения нефтеотдачи нефтяных пластов, включающего десорбцию остаточной и капиллярной нефти водными растворами поверхностно-активных веществ и вытеснение остаточной нефти к добывающим скважинам высоковязкими агентами на основе преобразуемых в «микрогель» водных растворов полиакриламида и «сшивателя», например водных растворов солей металлов за счет того, что для десорбции и вытеснения остаточной нефти к добывающим скважинам используют вышеуказанный состав для повышения нефтеотдачи пластов, причем перед закачкой состава предварительно закачивают в нефтяной пласт смесь водного раствора анионного мицеллообразующего натурального мыла с концентрацией 0,5-15% масс., и водной суспензии ультрадисперсного нанометрического углерода в концентрации 0,1-1% масс., проталкивают ее в зону соприкосновения фронта вытеснения нефти водой и низкопроницаемой, глинизированной части нефтяного пласта, экстрагируют ею соли металлов из глинистого материала, находящегося в низкопроницаемой части нефтяного пласта, а «сшивания» полиакриламида и формирования «микрогеля» производя непосредственно в нефтяном пласте путем смешения экстрагированных из глинистого материала низкопроницаемой части нефтяного пласта солей металлов и водного раствора полиакриламида. Кроме этого, в осложненных низкими пластовыми давлениями, высокой минерализацией пластовых вод и большим количеством глинистого материала при проведении работ через нагнетательные скважины перед закачкой состава водного раствора анионного мицеллообразующего натурального мыла и водной суспензии ультрадисперсного нанометрического углерода закачивают щелочной буфер, например 1%-3% масс. водного раствора каустической соды в объеме от 0,5 до 1,5 суммарного объема состава по п. 1, водного раствора анионного мицеллообразующего натурального мыла и водной суспензии ультрадисперсного нанометрического углерода, продавливание в нефтяной пласт состава по п. 1, водного раствора анионного мицеллообразующего натурального мыла и водной суспензии ультрадисперсного нанометрического углерода производят пресной водой и(или) щелочным буфером, например, 1-3% масс. водным раствором каустической соды, перед закачкой основного объема состава по п. 1 предварительно закачивают азот в объеме от 10000 нм3 до 100000 нм3 на 1 м толщины зоны перфорации нагнетательной скважины, пресную воду или щелочной буфер, например 1-3% масс. водный раствор каустической соды в объеме 4-15 м3 на 1 м толщины перфорированной части нефтяного пласта и 0,5%-15% водный раствор анионного мицеллообразующего натурального мыла в количестве 2-20 м3 на 1 м толщины юны перфорации нагнетательной скважины, продавливают его в нефтяной пласт пресной водой или 1-3% масс. раствором каустической соды, выдерживают в течение 24-48 часов и осуществляют «излив» (освоение) скважины в дренажную (желобную) емкость.
Решение поставленной задачи обусловлено практически 100% успешностью проведения работ по повышению нефтеотдачи нефтяного пласта с применением заявляемого состава и способа, причем с кратно большим эффектом по сравнению с аналогами и прототипом, обусловленным как кратно большими объемами извлечения остаточной нефти и текущими значениями коэффициента извлечения нефти (КИН), так и большими значениями дебита по нефти и низкой обводненностью по реагирующим на закачку состава добывающим скважинам нефтяного месторождения. Высокая успешность и кратно большие объемы извлекаемой остаточной нефти обусловлена как самой структурой состава, содержащего водный раствор анионного мицеллообразующего натурального мыла, водный раствор полиакриламида до 18 млн. ед. и водную суспензию ультрадисперсного нанометрического углерода, обеспечивающие уникальные нефтевытесняющие и нефтеотмывающие способности, так и способом повышения нефтеотдачи нефтяного пласта, содержащего определенную последовательность операций, главная из которых является закачка (перед закачкой состава по п. 1 заявляемого изобретения) в зону соприкосновения низкопроницаемой, глинизированной части нефтяного пласта и фронта вытеснения нефти водой смеси ПАВ в виде 0,5%-15% водного раствора анионного мицеллообразующего натурального мыла и водной суспензии ультрадисперсного нанометрического углерода и экстрагирование из глинистого материала этой смесью солей металлов с последующим образованием из них водного раствора солями металлов. Соли металлов выделяются при разрушении глинистого материала, находящегося в нефтяной залежи, под действием поверхностно-активного вещества - анионного, мицеллообразующего натурального мыла. Соли металлов сорбируются из коллоидного раствора частицами нанометрического ультрадисперсного углерода и переносятся вглубь водного раствора полиакриламида и инициируют там процессы его «сшивания». «Сшитый» полиакриламид образуют, стабилизируют и удерживают во взвешенном состоянии стабилизатором - ультрадисперсным нанометрическим углеродом.
Существенными признаками заявляемого изобретения, изложенными в виде независимого пункта 1 формулы «Состав для повышения нефтеотдачи пластов», являются следующие:
1. Использование в качестве поверхностно-активного вещества водного раствора анионного мицеллообразующего натурального мыла обеспечивает десорбцию пленочной и каппилярно удерживаемой нефти с большими показателями в сравнении с аналогами и прототипом (см. табл. 1).
2. Использование смеси водного раствора анионного мицеллообразующего натурального мыла и водного раствора полиакриламида с молекулярной массой 18 млн.ед. позволяет значительно повысить эффективность состава в сравнении с аналогами и прототипом за счет возникающего при определенных соотношениях концентраций водных растворов поверхностно-активного вещества и полиакриламида синергетического эффекта, выраженного в значительном отличии динамической вязкости смеси водных растворов полиакриламида и ПАВ, причем синергетический эффект выражается как в значительном увеличении динамической вязкости, так и напротив - в значительном снижении динамической вязкости. Оба этих явления имеют огромный технологический эффект, поскольку могут быть использованы как для значительного увеличения объемов добычи остаточной нефти за счет лучших вытесняющих способностей высоковязких агентов, так и повышения эффективности состава на участках месторождений, осложненных низкой проницаемостью и рядом других факторов, где требуется закачка больших объемов ПАВ и полиакриламида при низких значениях их динамической вязкости.
3. Использование в составе водной суспензии ультрадисперсного нанометрического углерода обеспечивает равномерное диспергирование в объеме смеси водных растворов ПАВ и полиакриламида продуктов десорбции кольматирующих материалов в виде АСПО и продуктов разрушения глинистых материалов, а также эмульгирование десорбированной пленочной и капиллярной нефти, что повышает эффективность состава за счет кратного (не менее чем в 2 раза по сравнению с аналогами) увеличения объемов, вязкости и срока существования высоковязкой оторочки. Использование в составе водной суспензии ультрадисперсного нанометрического углерода обеспечивает «захват» кристаллической решеткой микрочастиц ультрадисперсного нанометрического углерода молекул солей металлов, образующихся в результате разрушения под воздействием водного раствора анионного мицеллообразующего натурального мыла глинистых материалов, предупреждение агрегирование частиц глинистого материала и молекул солей металлов с последующей их сорбцией на стенках порового пространства нефтяного пласта; также наличие в составе для повышения нефтеотдачи пластов ультрадисперсного нанометрического углерода обеспечивает транспортировку и последующее равномерное распределение молекул солей металлов в объеме смеси водного раствора полиакриламида и водного раствора анионного мицеллообразующего натурального мыла с интенсивным образованием из него высоковязкого агента «микрогелевого» типа непосредственно в удаленной от призабойной зоны скважин части нефтяного пласта.
Существенными признаками заявляемого изобретения, изложенного в виде независимого пункта 2 формулы «Способ повышения нефтеотдачи пластов», является следующее:
1. Закачка в нефтяной пласт смеси водного раствора анионного мицеллообразующего натурального мыла и водной суспензии ультрадисперсного нанометрического углерода, «проталкивание» ее к зоне соприкосновения фронта вытеснения нефти водой и низкопроницаемой, глинизированной части нефтяного пласта, экстрагирование из глинизированной части нефтяного пласта солей металлов и растворение их в пластовой воде с образованием водного раствора солей металлов обеспечивает получение «сшиваюших» полиакриламид материалов непосредственно в нефтяном пласте без риска проведения «неудачных» работ с потерей гидродинамических свойств скважин, а также облегчает закачку основных объемов смеси полиакриламида и ПАВ, поскольку закачивание их в нефтяной пласт будет происходить в маловязком «несшитом» состоянии.
2. Признаки, изложенные в зависимом п. 3 формулы заявляемого изобретения, обеспечивают наилучшие результаты применение состава для повышения нефтеотдачи пластов и способа повышения нефтеотдачи пластов при реализации изобретения на слабопроницаемых, глинизированных пластах с высокоминерализованной пластовой водой.
Исследования патентной и научно-технической литературы, других известных технических решений в данной и смежных областях науки и техники и анализ отобранных в процессе поиска известных технических решений показал, что подобная совокупность заявленных существенных признаков является новой и ранее нигде не использовалась. В науке и технике нет объекта с идентичной заявленной совокупностью существенных признаков, обладающих высокими техническими и экономическими показателями и позволяющими получить новый технический результат, а именно - прирастить на них извлекаемые геологические запасы нефти за счет использования новых методов вторичной добычи и повысить эффективность разработки нефтяных залежей, образуемых терригенными и карбонатными пластами, в том числе и содержащих высоковязкие нефти с высоким содержанием асфальто-смолистых веществ и парафина за счет доизвлечения пленочной и капиллярно удерживаемой нефти, а также остаточной нефти из неохваченных процессом заводнения застойных зон.
Все вышеуказанное позволяет сделать вывод о том, что заявляемый «Состав для повышения нефтеотдачи пластов» и «Способ повышения нефтеотдачи пластов» соответствуют критерию «новизна» и «изобретательский уровень», поскольку возможность получения указанного технического результата путем реализации в процессе разработки заявленной совокупности существенных признаков для специалиста не следует «явным образом» из существующего на настоящее время уровня развития техники разработки нефтяных месторождений.
Для доказательства эффективности заявляемого изобретения и его практической полезности при промышленном применении авторами был проведен комплекс лабораторных и промысловых исследований.
Для сравнения поверхностного натяжения и нефтеотмывающих способностей были проведены сравнительные испытания заявляемых авторами водных растворов анионного мицеллообразующего натурального мыла и указанных в прототипе ПАВ - АФ9-121. Основополагающим фактором для нефтеотмывающих и вытесняющих способностей реагента является поверхностное натяжение на границе раздела фаз нефть-вода. Результаты определения межфазного натяжения водных растворов анионного мицеллообразующего натурального мыла по заявляемому изобретению определялись в сравнении с наиболее эффективным и распространенным аналогом АФ9-12 сталогмометрическим методом на приборе СТ-1 на границе раздела водного раствора с дизельным топливом при 20°С. Результаты представлены в табл. 1.
Результаты лабораторных исследований показали снижение поверхностного натяжения в 2 и более раза, что говорит о высоком потенциале мицеллообразующего натурального мыла для использования в технологиях увеличения нефтеотдачи нефтяного пласта как одной из основных составляющих заявляемого состава. Из таблицы 1 видно, что заявляемый авторами ПАВ - водный раствор анионного мицеллообразующего натурального мыла - обладает лучшим поверхностным натяжением и соответственно, лучшими нефтеотмывающими способностями.
Для определения оптимальных концентраций и соотношений компонентов в заявляемом составе, а именно соотношение концентраций водных растворов анионного мицеллообразующего натурального мыла и полиакриламида был проведен комплекс лабораторных исследований по определению динамической вязкости состава при различных соотношениях ПАВ и полиакриламида для различных температур. Температуры использовались от 20°С до 90°С, что свойственно для месторождений Урало-Поволжья (20°С-30°С) и Западной Сибири (80°С-90°С). Все данные сведены в таблицы 2-8 и итоговую таблицу 9.
Таким образом, характер данных сводной таблицы 6 свидетельствует, что во всем диапазоне исследованных концентраций наблюдается «синергетический эффект» по важнейшему показателю вытесняющего агента - динамической вязкости смешения, причем «синергетический эффект» в диапазоне концентрации полиакриламида от 0,05 до 0,07% масс. имеет положительное значение во всем диапазоне температур при концентрации ПАВ (АМНМ) 1% масс. Во всех остальных диапазонах концентраций ПАВ (АМНМ) и температур имеет отрицательные значения. Кроме этого, из таблиц 2-5 видно, что в ряде наиболее распространенных рабочих диапазонов от 0,05% до 0,07% масс. смесь водных растворов полиакриламида молекулярной массой до 18 млн.ед. и анионного мицеллообразующего натурального мыла (АМНМ) динамическая вязкость смеси ПАВ и полиакриламида выше чем у полиакриламида с такой же суммарной концентрацией. Таким образом, замена части объема водного раствора полиакриламида на ПАВ происходит без потери его вязкости, а в некоторых соотношениях концентрации и с превышением значений по динамической вязкости. Эти свойства заявляемого «состава для повышения нефтеотдачи нефтяных пластов» позволяют достичь больших значений по объему извлекаемой вторичной нефти, поскольку при равных значениях расхода водного раствора полиакриламида в заявляемом составе за счет введения водного раствора анионного мицеллообразующего натурального мыла достигаются в 1,5-2,5 раза большие значения по динамической вязкости вытесняющего агента. Кроме этого, при проведении работ на низкопроницаемых нефтяных пластах в условиях низкой приемистости нагнетательных скважин закачка более концентрированных составов АМНМ и ПАА в пропорциях, когда наблюдается максимальное снижение вязкости, позволит провести работы в более короткие сроки и быстрее «протолкнуть» состав из призабойной зоны в более дальнюю зону пласта с одновременным их растворением пресной водой. При этом состав достигнет максимальной вязкости в более дальней зоне пласта и не повлияет на приемистость нагнетательной скважины. Поэтому в зависимости от характера геолого-промысловой обстановки в зоне проведения работ по увеличению нефтеотдачи нефтяных пластов данное положительное свойство заявляемого состава может быть реализовано путем либо увеличения объема высоковязкого агента с сохранением его вязкостных свойств (увеличение охвата при вытеснении), либо путем кратного увеличения вязкости агента (увеличение вытесняющей способности на определенных, локальных участках).
Использование состава в концентрациях компонентов на уровне ниже заявленных нецелесообразно, поскольку не позволяет сформировать массу вытесняющего агента в достаточных для реализации способа объемах с приемлемыми нефтевытесняющими способностями, т.е. имеющую достаточно прочную структуры и вязкость.
Практическая применимость технического решения в соответствии с заявляемым изобретением авторами была подтверждена промысловыми испытаниями на Приобском (результаты в табл. 7., табл. 8) и Черногорском (результаты в табл. 9) нефтяных месторождениях Западной Сибири. На Приобском месторождении испытания проводились в мае 2013 г. на 3 нагнетательных скважинах. Закачку состава производило ООО «ТЕХСЕРВИС». Куст №62, Объект разработки - нефтяной пласт АС 10. Буферное давление на всех скважинах составляло 19,1-19,3 МПа, давление кровли пласта 34,5-36,5 МПа. Цель проведения испытаний заключалась в повышении приемистости нагнетательных скважин за счет очистки призабойной зоны пласта от кольматирующих частиц, глины, остатков продуктов реакции после обработки скважины другими реагентами, а также доказательства возможности образования из них высоковязкой оторочки из коллоидного раствора и перемещение ее в пласте на значительные расстояния. Результаты испытаний представлены в табл. 8 и табл. 9.
Результаты испытания в реальных промысловых условиях на Приобском нефтяном месторождении показали практическую применимость, полезность, технологическую и экономическую эффективность заявляемого изобретения. В результате закачки состава по заявляемому изобретению во всех нагнетательных скважинах достигнут положительный эффект. Во всех скважинах, а особенно в скважине №35931, после состава наблюдается скачкообразный рост приемистости в 2-2,5 раза с последующим интенсивным снижением от максимального значения и стабилизацией на уровне 108-170% от первоначальной приемистости. В табл. 8 представлены данные интерпретации результатов промысловых испытаний. Интерпретация результатов промысловых испытаний позволяет сделать однозначные выводы о соответствии механизма взаимодействия заявляемого состава с породой - коллектором и пластовыми флюидами. В результате этого взаимодействия в нефтяном пласте действительно образуется высоковязкая субстанция, в результате взаимодействия которой с пластовыми флюидами и коллектором реализуется механизм доизвлечения нефти из пласта. Продуктивные пласты АС 10 Приобского месторождения, как и пласты АС на других месторождениях Тюменской области, характеризуются большим количеством глинистых переслаивающихся пропластков и повышенным содержанием глинистого материала в толще терригенного нефтяного пласта. Последующее после закачки состава резкое увеличение приемистости свидетельствует об интенсивных процессах десорбции с поверхности породы пласта-коллектора кольматирующего материала в виде глинистых частиц, асфальто-смоло-парафиновых отложений и остатков продукций реакции предыдущих обработок. Десорбция кольматирующего материала сопровождается резким увеличением проницаемости в прилегающей к забою нагнетательной скважины зоне репрессии пласта и, как следствие, к интенсивному проталкиванию десорбированного материала дальше в пласт нагнетаемой водой. Некоторое замедление темпов закачки после 1-2 суток после закачки двухкомпонентного реагента в нефтяной пласт свидетельствует о формировании в нефтяном пласте высоковязкой оторочки из смеси состава с десорбированными глинистыми частицами в виде коллоидного раствора и микроэмульсии. Некоторое снижение приемистости от достигнутого максимума свидетельствует о начале формирования фильтрационных потоков с «поршневым» характером вытеснения, характеризующимся перераспределением фильтрационных потоков из наиболее проницаемых, помытых водой зон пласта в менее проницаемые и менее промытые зоны пласта с более высоким содержанием остаточной, пленочной и капиллярно удерживаемой нефти, что, как правило, сопровождается ростом давления и некоторым снижением приемистости.
Для подтверждения практической применимости и полезности на Черногорском нефтяном месторождении проводились работы по повышению нефтеотдачи нефтяного пласта путем закачки в нефтяной пласт заявляемого состава с соблюдением порядка выполнения технологических операций в соответствии с п. 2 заявляемой формулы изобретения. Работы проводились 23-25 июня 2014 г. В нагнетательную скважину №41066 была закачена смесь водных растворов полиакриламида молекулярной массой до 18 млн.ед. и мицелообразующего натурального мыла в общем количестве 60 м3. При этом было закачено 30 м3 водного раствора анионного мицеллообразующего мыла с концентрацией 1% масс. и 30 м3 полиакриламида с молекулярной массой до 18 млн. ед. с концентрацией 0,5% масс. Закачку производили двумя партиями. В связи с тем, что степень выработки нефтяного пласта была очень высокой и обводненности добывающих скважин превышали 95% масс., сначала закачали 20 м3 0,5% масс. водного раствора полиакриламида с молекулярной массой до 18 млн.ед. для предотвращения преждевременного «ухода в пласт» состава и размыва его в пласте. Затем закачали 40 м3 смеси водных растворов анионного мицеллообразующего натурального мыла (20 м3, 1% масс.) и полиакриламида молекулярной массой до 18 млн.ед. (10 м3, 0,5%). Смешение производили на устье скважины в емкости агрегата ЦА-320. В результате практической реализации заявляемого изобретения на Черногорском нефтяном месторождении достигнут положительный результат в виде снижения обводненности и увеличения дебита по нефти реагирующих добывающих скважин. Результаты сведены в таблицу 9.
Таким образом на закачку 60 м3 состава по заявляемому изобретению в нагнетательную скважину №41066 на Черногорском нефтяном месторождении прореагировало 5 скважин. Все прореагировавшие скважины увеличили дебит по нефти от 10% до 30% в зависимости от дальности расположения от нагнетательной скважины и структуры пласта. Суммарный эффект за 4 месяца достиг 232,5 тонны нефти, что является хорошим показателем, так как дебиты большинства скважин имели ярко выраженную тенденцию к интенсивному снижению дебита по нефти, а обводненности их составляли от 96 до 99%. Обводненность по добывающим скважинам в результате применения мероприятия дополнительно снизилась в среднем на 1%. Таким образом, испытания заявляемого состава и способа на Черногорском нефтяном месторождении путем закачки 60 м3 заявляемого состава в нагнетательную скважину №41066 полностью подтвердили критерии изобретения техническая осуществимость и полезность. Достигнут положительный технологический и экономический эффект, так как стоимость состава и работ по его закачке приблизительно в 2-3 раза ниже стоимости дополнительно добытой нефти, рассчитанной по внутренним ценам нефтедобывающей компании.
Для подтверждения эффективности использования водной суспензии ультрадисперсного нанометрического углерода для удержания во взвешенном состоянии и переноса солей металлов, экстрагированных из глинистого материала, был поставлен лабораторный эксперимент. Смысл эксперимента заключалась в сравнении вязкости водного раствора полиакриламида, сшитого солями металлов, экстрагированных из глинистого материала посредством водного раствора анионного мицеллообразующего натурального мыла (вариант 1), и смеси водного раствора анионного мицеллообразующего натурального мыла и водного раствора ультрадисперсного нанометрического углерода с размером частиц от 30 до 100 нм (вариант 2). Диспергирующие способности указанной суспензии оценивались по разнице вязкостей с полиакриламидом, сшитым без суспензии непосредственно после экстрагирования (в течение 3-7 мин). Удерживающие способности суспензии оценивались после замера вязкости полиакриламида после взаимодействия (смешения), с отстоянными в течение 1-24 часа водными растворами анионного мицеллообразующего натурального мыла с экстрагированными из глинистого материала солями металлов (вариант 1) в сравнении с отстоянными в течение 1-24 часа смесями водного раствора анионного мицеллообразующего натурального мыла и водной суспензии ультрадисперсного нанометрического углерода с размером частиц от 30 до 100 нм с экстрагированными из глинистого материала солями металлов (вариант 2). Результаты эксперимента представлены в таблице 10.
Из таблицы 10 видно, что присутствие УДНМУ в водном растворе АМНМ позволяет интенсифицировать процессы сшивания полиакриламида (вязкость водного раствора полиакриламида в присутствии УДНМУ немного возрастает, при этом при сшивании полиакриламида отстоянными водными коллоидными растворами АМНМ и смесью коллоидных водных растворов АМНМ и УДНМ в различных концентрациях разница в вязкостях значительно возрастает. Для смеси коллоидного раствора АМНМ и ПАА вязкость снижается в 4,5 раза, при этом с увеличением времени отстоя возрастает и при отстое в течение 24 час достигает максимального значения и отличается в 2 раза. В то же время снижение вязкости при сшивании водного раствора полиакриламида отстоянными смесями водных растворов АМНМ и УДНМУ весьма незначительно и даже при отстое в течение 24 часов снижение вязкости составляет около 50%.
Практическая реализация заявляемого изобретения в сложных геолого-промысловых условиях требует применения некоторых дополнительных технологических операций и приемов, а в некоторых случаях кратного увеличения концентрации исходных компонентов состава в сравнении с рабочими концентрациями. Так, например, указанные в описании пределы концентрации АМНМ от 0,5 до 15% масс. и ПАА от 0,3 до 5% масс. значительно превышают рабочие концентрации АМНМ и ПАА, которые составляют от 0,5 до 2.5% масс. для АМНМ и от 0,3 до 1,5% масс. для ПАА, что обусловлено необходимостью сохранения рабочих значений концентраций АМНМ в призабойной зоне пласта и более дальней зоне пласта при реализации заявляемого изобретения на нефтяных месторождениях с высокопроницаемыми (свыше 250-300 дарси), сильно обводненными нефтяными пластами, при значении обводненности продукции скважин свыше 90-95% и при высоких значениях приемистости нагнетательных скважин, а также в условиях заводнения нефтяных пластов пресной или слабоминерализованной, например морской, водой. В таких условиях закачка указанных водных растворов ПАА и АМНМ и их композиции при рабочих значениях концентрации АМНМ и ПАА приведет к сильному разбавлению растворов в призабойной зоне пласта и более дальней зоне пласта во время продавливания состава в пласт и после запуска нагнетательной скважины в работу. Верхние значения концентрации АМНМ-15% и ПАА-5% установлены в заявляемом изобретении из технологических соображений, поскольку до значений концентрации в 15% водный раствор АМНМ представляет собой однородный гель без комков и сгустков и может перекачиваться имеющимися на нефтяных промыслах агрегатами ЦА-320 и их аналогами. При увеличении концентрации свыше 15% в водном растворе АМНМ начинают образовываться сгустки и хлопья, а при превышении значения концентрации в 30-35% водный раствор АМНМ начинает разделяться на твердое мыльное тело и водную фазу и в таких условиях не может перекачиваться обычными насосами. При условии интенсивного разбавления водного раствора ПАА в призабойной зоне и более дальней зоне нефтяного пласта исходная концентрация водного раствора ПАА также должна быть повышена в несколько раз выше рабочих концентраций ПАА, но не более 5%, поскольку при концентрациях свыше 5% растворение ПАА непосредственно на устье скважины перед закачкой весьма проблематично, при превышении этого значения в процессе растворения начинают образовываться комки и сгустки, которые забивают клапаны насосов агрегата, оседают на дне емкостей и раствор ПАА закачивается фактически в «полусухом виде», т.к. зачастую комок сухого ПАА в емкости представляет собой шароподобный комок, внутри которого находится сухой порошкообразный ПАА, а снаружи - слой растворенного, гелеобразного высококонцентрированного водного раствора ПАА, который не пропускает воду внутрь комка. Использование же водных растворов ПАА и АМНМ в концентрациях до 5% и 15% масс. соответственно обеспечит быструю закачку в нефтяной состав, поскольку необходимый для проведения операции общий объем состава снижается в несколько раз, и позволит эффективно осуществить операции за счет разбавления растворов ПАА и АМНМ до рабочих концентраций в призабойной и более дальней зоне пласта при реагировании и запуске нагнетательной скважины в работу.
При осуществлении работ в соответствии с заявляемым изобретением на низкопроницаемых, глинизированных нефтяных пластах при низких значениях приемистости нагнетательных скважин (ниже 30-50 м3 сут) количество экстрагированных солей металлов, количество и вязкость образовавшегося в результате воздействия водного раствора АМНМ на глинистый материал коллоидного раствора может быть чрезмерным, что приведет к образованию в призабойной зоне нефтяного пласта высоковязкого коллоидного раствора, смешение которого с водным раствором ПАА приведет потере приемистости нагнетательной скважины, поскольку может возникнуть ситуация, при которой для продавливания его в нефтяной пласт потребуется давление, превышающее предельные давления, установленные нормативами для данного типа нагнетательных скважин в регионе (как правило, 15,0-25,0 МПа). Перед закачкой состава и смеси водного раствора АМНМ и водной суспензии УДНМУ в такой ситуации необходимо провести мероприятия по повышению приемистости нагнетательной скважины и удалению из призабойной зоны пласта излишнего глинистого материала. Для повышения приемистости нагнетательной скважины и удаления излишнего глинистого материала перед закачкой смеси АМНМ и суспензии УДНМУ осуществляют закачку щелочного буфера - 1-3%-ного водного раствора каустической соды в объеме 0,5-1,5 суммарного объема состава (смеси водных растворов АМНМ, ПАА и суспензии УДНМУ) и смеси водного раствора АМНМ и суспензии УДНМУ. Затем щелочной буфер продавливают в нефтяной пласт пресной водой или 1-3%-ным водным раствором каустической соды (щелочным буфером). Перед закачкой состава из водных растворов АМНМ, ПАА и водной суспензии УДНМУ осуществляют закачку азота в объеме 10000-100000 нм3 на 1 м толщины зоны перфорации нагнетательной скважины для последующего эффективного освоения нагнетательной скважины и вытеснения частиц глинистого материала и прореагировавшего водного раствора АМНМ и щелочного буфера. Пресную воду или щелочной буфер закачивают в объеме 4-15 м3 на 1 м толщины перфорированной части нефтяного пласта. 0,5-15%-ный водный раствор АМНМ закачивают в количестве 2-20 м3 на 1 м толщины зоны перфорации нагнетательной скважины. После закачки щелочного буфера или буфера из пресной воды, азота и водного раствора АМНМ продавливают все это в нефтяной пласт пресной водой или 1-3%-ным раствором каустической соды. Затем выдерживают 24-48 час и осуществляют освоение скважины в желобную емкость. При освоении скважины в желобную емкость закаченный ранее азот способствует быстрому вытеснению продуктов реакции к забою нагнетательной скважины и, в последующем, попадая в насосно-компрессорные трубы, разгазирует столб жидкости - при этом давление на забой скважины снижается и она осваивается в кратчайшие сроки. После освоения скважины и очистки призабойной зоны от глинистого материала и отложений асфальтенов и парафина производят замер приемистости нагнетательной скважины от агрегата. По результатам замера приемистости производят закачку состава, при этом объем состава определяют исходя из объема жидкости, принимаемой скважиной в пределах 0,5-3 объема суточной приемистости скважины при давлениях закачки в пределах 0,8-0,9 от предельных. Для подтверждения эффективности и технической возможности реализации заявляемого изобретения была проведена закачка заявляемого состава в низкопроницаемый, глинизированный пласт Д1а Павловской площади Ромашкинского месторождения. Закачку состава по п. 1 формулы изобретения производили в соответствии с п. 2 и п. 3 заявляемого изобретения. Закачку проводили 20-23.11.2015 г. через нагнетательную скважину №19410 с целью повышения ее приемистости и извлечения остаточной нефти путем ее отмыва и вытеснения к добывающим скважинам Павловского участка, пробуренным на пласт Д1а. Всего предварительно закачали щелочной буфер в виде 3% водного раствора каустической соды в объеме 8 м3, затем закачали водный 7% раствор АМНМ в объеме 8 м3, затем протолкнули его в пласт щелочным буфером - 3% раствором каустической соды в объеме 10 м3. После этого закачали состав по п. 1 формулы композицию из 3% водного раствора АМНМ, 0,3% водного раствора ПАА, и 0,1% водную суспензию УДНМУ в соотношении 90/9,9/0,1 и продавили ее в пласт 100 м3 пресной воды. Выдержали на реагирование в течение 36 часов, освоили скважину путем излива 3 м3 скважинной жидкости в желобную емкость и запустили скважину в работу. По результатам работ приемистость возросла с 15 м3/сут до 28 м3/сут, давление закачки снизилось с 13,5 мПа до 13,0 мПа. Работы на нефтяном пласте Д1а признаны успешными, результаты - удовлетворительными.
Окончательные выводы об эффективности технологии будут сделаны после исследования профиля приемистости скважины и изменений показателей добывающих скважин (дебита, обводненности, динамического уровня). Таким образом, результаты работ на скважине 19410 подтверждают эффективность и техническую возможность заявляемого способа.
Claims (3)
1. Состав для повышения нефтеотдачи нефтяных пластов, содержащий водные растворы поверхностно-активного вещества - ПАВ и полиакриламида - ПАА, отличающийся тем, что содержит в качестве раствора ПАВ 0,5-15%-ный водный раствор анионного мицеллообразующего натурального мыла - АМНМ, в качестве раствора ПАА 0,3-5% водный раствор ПАА с молекулярной массой до 18 млн.ед. и дополнительно 0,1-1%-ную водную суспензию ультрадисперсного нанометрического углерода - УДНМУ при следующем соотношении компонентов, масс.%: указанный раствор АМНМ 10-90, указанный раствор ПАА 9,9-89, указанная суспензия 0,1-1.
2. Способ повышения нефтеотдачи нефтяных пластов, включающий десорбцию остаточной и капиллярной нефти водными растворами поверхностно-активных веществ и вытеснение остаточной нефти к добывающим скважинам высоковязкими агентами на основе водных растворов полиакриламида, преобразуемых в «микрогель» под действием «сшивателей», например водных растворов солей металлов, отличающийся тем, что используют состав по п. 1, перед закачкой которого осуществляют закачку в нефтяной пласт смеси 0,5-15%-ного водного раствора АМНМ и 0,1-1%-ной водной суспензии УДНМУ, проталкивают ее в зону соприкосновения фронта вытеснения нефти водой и низкопроницаемой глинизированной части нефтяного пласта, экстрагируют ею соли металлов из глинистого материала указанной части для сшивания ПАА и формирования микрогеля.
3. Способ повышения нефтеотдачи нефтяных пластов по п. 2, отличающийся тем, что перед закачкой указанной смеси осуществляют закачку щелочного буфера - 1-3%-ного водного раствора каустической соды в объеме 0,5-1,5 суммарного объема состава по п. 1 и указанной смеси, продавливание в нефтяной пласт указанных состава и смеси осуществляют пресной водой и/или щелочным буфером - 1-3%-ным водным раствором каустической соды, перед закачкой состава по п. 1 осуществляют закачку азота в объеме 10000-100000 нм3 на 1 м толщины зоны перфорации нагнетательной скважины, пресную воду или указанный щелочной буфер используют в объеме 4-15 м3 на 1 м толщины перфорированной части нефтяного пласта и 0,5-15%-ный водный раствор АМНМ - в количестве 2-20 м3 на 1 м толщины зоны перфорации нагнетательной скважины, продавливают его в пласт пресной водой или 1-3%-ным раствором каустической соды, выдерживают 24-48 час и осуществляют освоение скважины в желобную емкость.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015104218/03A RU2586356C1 (ru) | 2015-02-09 | 2015-02-09 | Состав и способ повышения нефтеотдачи нефтяных пластов |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015104218/03A RU2586356C1 (ru) | 2015-02-09 | 2015-02-09 | Состав и способ повышения нефтеотдачи нефтяных пластов |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2586356C1 true RU2586356C1 (ru) | 2016-06-10 |
Family
ID=56115372
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015104218/03A RU2586356C1 (ru) | 2015-02-09 | 2015-02-09 | Состав и способ повышения нефтеотдачи нефтяных пластов |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2586356C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2744325C1 (ru) * | 2020-03-10 | 2021-03-05 | Александр Яковлевич Соркин | Способ воздействия на залежь с неоднородными коллекторами |
| RU2758303C1 (ru) * | 2020-10-12 | 2021-10-28 | Константин Владимирович Городнов | Способ добычи нефти |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4124072A (en) * | 1977-12-27 | 1978-11-07 | Texaco Exploration Canada Ltd. | Viscous oil recovery method |
| RU2012787C1 (ru) * | 1992-04-15 | 1994-05-15 | Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2034981C1 (ru) * | 1992-10-15 | 1995-05-10 | Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2292450C1 (ru) * | 2005-08-04 | 2007-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ добычи нефти |
| RU2339803C2 (ru) * | 2006-12-08 | 2008-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах и ограничения водопритока в добывающих скважинах |
| RU2485301C1 (ru) * | 2011-12-26 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ добычи нефти |
-
2015
- 2015-02-09 RU RU2015104218/03A patent/RU2586356C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4124072A (en) * | 1977-12-27 | 1978-11-07 | Texaco Exploration Canada Ltd. | Viscous oil recovery method |
| RU2012787C1 (ru) * | 1992-04-15 | 1994-05-15 | Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2034981C1 (ru) * | 1992-10-15 | 1995-05-10 | Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2292450C1 (ru) * | 2005-08-04 | 2007-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ добычи нефти |
| RU2339803C2 (ru) * | 2006-12-08 | 2008-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах и ограничения водопритока в добывающих скважинах |
| RU2485301C1 (ru) * | 2011-12-26 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ добычи нефти |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2744325C1 (ru) * | 2020-03-10 | 2021-03-05 | Александр Яковлевич Соркин | Способ воздействия на залежь с неоднородными коллекторами |
| RU2758303C1 (ru) * | 2020-10-12 | 2021-10-28 | Константин Владимирович Городнов | Способ добычи нефти |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Majeed et al. | A review on foam stabilizers for enhanced oil recovery | |
| CA2094088C (en) | Gas well treatment compositions and methods | |
| US9909403B2 (en) | Adjusting surfactant concentrations during hyraulic fracturing | |
| Escrochi et al. | The gas–oil interfacial behavior during gas injection into an asphaltenic oil reservoir | |
| Liu et al. | Alkaline/surfactant flood potential in western Canadian heavy oil reservoirs | |
| Emadi et al. | Effect of using Zyziphus Spina Christi or Cedr Extract (CE) as a natural surfactant on oil mobility control by foam flooding | |
| US9234126B2 (en) | Dual retarded acid system for well stimulation | |
| CA2560851C (en) | Method for increasing the production of hydrocarbon liquids and gases | |
| Telmadarreie et al. | Post-surfactant CO 2 foam/polymer-enhanced foam flooding for heavy oil recovery: pore-scale visualization in fractured micromodel | |
| CN109996930B (zh) | 处理井底地层带的方法 | |
| Mohsenzadeh et al. | Effects of concentration, salinity and injection scenario of ionic liquids analogue in heavy oil recovery enhancement | |
| US20140367100A1 (en) | Simultaneous Method for Combined Acidizing and Proppant Fracturing | |
| Sun et al. | A nondamaging friction reducer for slickwater frac applications | |
| US3613789A (en) | Method using micellar dispersions in multiple fracturing of subterranean formations | |
| Azdarpour et al. | The effects of polymer and surfactant on polymer enhanced foam stability | |
| Atsenuwa et al. | Effect of Viscosity of Heavy Oil Class-A on Oil Recovery in SP Flooding Using Lauryl Sulphate and Gum Arabic | |
| RU2586356C1 (ru) | Состав и способ повышения нефтеотдачи нефтяных пластов | |
| US3952806A (en) | Method for altering permeability of a hydrocarbon-containing formation | |
| Zhang et al. | Effective viscosity in porous media and applicable limitations for polymer flooding of an associative polymer | |
| Wu et al. | A non-thermal surfactant-polymer based technology for enhanced heavy oil recovery in oil sand and ultra shallow reservoirs | |
| Al-Sabagh et al. | Studying the integration of steam injection/polymer and surfactant and their effect on heavy oil recovery | |
| Sedaghat et al. | Simultaneous/sequential alkaline‐surfactant‐polymer flooding in fractured/non‐fractured carbonate reservoirs | |
| Aji et al. | Application of D-limonene as the green high viscosity friction reducer in hydraulic fracturing | |
| Alli et al. | Effect of Optimum Salinity? on Microemulsion Formation To Attain Ultralow Interfacial Tension for Chemical Flooding Application | |
| Elmurzayev et al. | Features of oil production and complications of Mesozoic deposits operation (on the example of the Grozny oil region) |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170210 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20181218 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200210 |