RU2608137C1 - Способ разработки неоднородного нефтяного пласта - Google Patents
Способ разработки неоднородного нефтяного пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2608137C1 RU2608137C1 RU2015150153A RU2015150153A RU2608137C1 RU 2608137 C1 RU2608137 C1 RU 2608137C1 RU 2015150153 A RU2015150153 A RU 2015150153A RU 2015150153 A RU2015150153 A RU 2015150153A RU 2608137 C1 RU2608137 C1 RU 2608137C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wood flour
- well
- oec
- aqueous suspension
- water
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 26
- 238000011161 development Methods 0.000 title abstract description 7
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title description 24
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 claims abstract description 49
- 239000002023 wood Substances 0.000 claims abstract description 47
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 45
- 239000007900 aqueous suspension Substances 0.000 claims abstract description 38
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract description 16
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 15
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 claims abstract description 7
- 239000002612 dispersion medium Substances 0.000 claims abstract description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 33
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 33
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 claims description 5
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 claims description 5
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 claims description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 18
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 abstract description 6
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 5
- 238000001914 filtration Methods 0.000 abstract description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 3
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 abstract description 2
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 23
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 9
- 244000309464 bull Species 0.000 description 5
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 5
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 4
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 4
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 3
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 3
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 3
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 3
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 3
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 3
- -1 polyoxyethylene Polymers 0.000 description 3
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 3
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 2
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Polymers 0.000 description 2
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 2
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 2
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 description 1
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 1
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 1
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000013339 cereals Nutrition 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 description 1
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 238000005189 flocculation Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 1
- 239000004571 lime Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 1
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
Classifications
-
- 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
-
- 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
- C09K8/56—Compositions for consolidating loose sand or the like around wells without excessively decreasing the permeability thereof
- C09K8/57—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/575—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/5751—Macromolecular compounds
- C09K8/5758—Macromolecular compounds of natural origin, e.g. polysaccharides, cellulose
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Chemical & Material 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)
- Fats And Perfumes (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к изменению фильтрационных характеристик неоднородных пластов, увеличению нефтеотдачи пластов и снижению обводненности добывающих скважин с получением максимального эффекта на поздней стадии разработки нефтяной залежи. Технический результат - повышение эффективности добычи нефти за счет увеличения охвата пласта воздействием и снижения обводненности добывающих скважин, расширение технологических возможностей способа. В способе разработки неоднородного нефтяного пласта, включающем закачку в скважину водной суспензии древесной муки и полимера, предварительно определяют начальную удельную приемистость скважины, в качестве дисперсной фазы используют смесь древесной муки и полимера, в качестве дисперсионной среды используют закачиваемую воду с минерализацией от 0,15 до 300 г/л, в качестве полимера используют высоковязкую оксиэтилцеллюлозу - ОЭЦ, осуществляют закачку указанной водной суспензии древесной муки и ОЭЦ двумя оторочками, первую оторочку указанной водной суспензии закачивают до снижения удельной приемистости скважины на 15-30% от начальной удельной приемистости скважины при следующем содержании компонентов, мас. %: древесная мука 0,3-1,5, ОЭЦ 0,001-0,5, закачиваемая вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л остальное, затем осуществляют закачку второй оторочки указанной водной суспензии до снижения удельной приемистости на 5-10% от начальной удельной приемистости скважины при следующем содержании компонентов, мас. %.: древесная мука 0,001-0,5, ОЭЦ 0,005-1,0, закачиваемая вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л остальное, причем указанные оторочки закачивают в объемном соотношении 1:(1-7). 3 табл., 2 пр.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам добычи нефти из неоднородного нефтяного пласта путем регулирования охвата пласта заводнением и перераспределения фильтрационных потоков.
Известен способ разработки обводненного неоднородного пласта нефтяной залежи, включающий закачку в пласт водной суспензии дисперсных частиц (пат. RU №2043494, МПК E21B 43/32, E21B 33/138, опубл. 10.09.1995 г., бюл. №25). В качестве дисперсных частиц используют древесную муку.
Недостатком известного способа является низкая эффективность, обусловленная недостаточной водоизолирующей способностью из-за быстрого размыва нагнетаемой водой.
Известен способ разработки обводненного неоднородного нефтяного пласта, включающий закачку водных суспензий древесной муки и глины (пат. RU №2116439, МПК E21B 43/22, опубл. 27.07.1998 г., бюл. №21).
Недостатком способа является низкая эффективность вследствие невозможности полного блокирования промытых водой высокопроницаемых зон пласта.
Известен способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, включающий закачку полисахаридного реагента - целлюлозно-полимерного комплекса - (ЦПК) и суспензии наполнителя (пат. RU №2496978, МПК E21B 43/22, опубл. 27.10.2013 г., бюл. №30). В качестве наполнителя используют древесную муку, или доломитовую муку, или бентонитовый глинопорошок.
Недостатком данного способа является низкая эффективность из-за недостаточно глубокой обработки пласта вследствие низкой проникающей способности состава в поры пласта.
Известен способ регулирования разработки нефтяных месторождений заводнением, включающий закачку в пласт водного раствора полимера и суспензии дисперсных частиц (пат. RU №2090746, МПК E21B 43/22, опубл. 20.09.1997 г., бюл. №26). В качестве полимера используют полиакриламид, или полиоксиэтилен, или карбоксиметилцеллюлозу. В качестве дисперсных частиц используют известковый порошок, кварцевый песок, диамитовую муку, смесь древесной муки с глинопорошком, глинопорошок.
Недостатком этого способа является низкая эффективность из-за низких значений остаточного фактора сопротивления. Также водорастворимые полимеры снижают реологические свойства в минерализованной воде, что снижает эффективность способа.
Наиболее близким по технической сущности и решаемой задаче является способ добычи нефти, включающий закачку в пласт дисперсии твердых частиц в водном растворе полимера или щелочи (пат. RU №2057914, МПК E21B 43/22, опубл. 10.04.1996 г., бюл. №10). В качестве полимера используют полиакриламид, или полиоксиэтилен, или карбоксиметилцеллюлозу при концентрации 0,005-1,0 мас. %. В качестве твердых частиц используют древесную муку.
Недостатками известного способа являются:
- во-первых, низкая эффективность блокирования высокопроницаемых зон пласта набухшими частицами древесной муки, образующимися по мере продвижения по пласту;
- во-вторых, невозможность глубокой обработки пласта. При закачке дисперсных частиц в водном растворе указанных полимеров происходит процесс флокуляции, вследствие которого образуются крупные полимер-дисперсные частицы, характеризующиеся низкой проникающей способностью в поровое пространство;
- в-третьих, низкая эффективность способа из-за недостаточно высоких значений фильтрационного сопротивления;
- в четвертых, низкое качество состава, так как водорастворимые полимеры (полиакриламид, полиоксиэтилен, карбоксиметилцеллюлоза) подвержены солевой деструкции. В результате снижается охват пласта вытеснением, что приводит к снижению коэффициента нефтеизвлечения.
Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности добычи нефти за счет увеличения охвата пласта воздействием и снижения обводненности добывающих скважин, улучшения качества закачиваемого состава в пласт, а также расширение технологических возможностей способа.
Поставленные технические задачи решаются способом разработки неоднородного нефтяного пласта, включающим закачку в скважину водной суспензии древесной муки и полимера.
Новым является то, что предварительно определяют начальную удельную приемистость скважины, в качестве дисперсной фазы используют смесь древесной муки и полимера, в качестве дисперсионной среды используют закачиваемую воду с минерализацией от 0,15 до 300 г/л, в качестве полимера используют высоковязкую оксиэтилцеллюлозу - ОЭЦ, осуществляют закачку указанной водной суспензии древесной муки и ОЭЦ двумя оторочками, первую оторочку указанной водной суспензии закачивают до снижения удельной приемистости скважины на 15-30% от начальной удельной приемистости скважины при следующем содержании компонентов, мас. %:
| древесная мука | 0,3-1,5 |
| ОЭЦ | 0,001-0,5 |
| закачиваемая вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л | остальное |
затем осуществляют закачку второй оторочки указанной водной суспензии до снижения удельной приемистости на 5-10% от начальной удельной приемистости скважины при следующем содержании компонентов, мас. %:
| древесная мука | 0,001-0,5 |
| ОЭЦ | 0,005-1,0 |
| закачиваемая вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л | остальное |
причем указанные оторочки закачивают в объемном соотношении 1:(1-7).
Для приготовления составов используются следующие реагенты:
- древесная мука (ДМ), выпускаемая по ГОСТ 16361-87;
- высоковязкая оксиэтилцеллюлоза отечественного или импортного производства, представляющая собой неионногенное производное целлюлозы, по внешнему виду - белый или слегка кремовый сыпучий порошок, не имеющий вкуса и запаха, с динамической вязкостью раствора с массовой долей 0,3% в пресной воде не менее 25 мПа⋅с;
- вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л.
Эффективность предлагаемого способа и способа по прототипу в лабораторных условиях оценивалась по двум показателям - остаточному фактору сопротивления (ОФС) и коэффициенту нефтеизвлечения. Эксперименты проводят на моделях пласта, представляющих собой две одинаковые трубки (длиной 0,5 м, площадью поперечного сечения 6,4 см2). Подбором величины зерен кварцевого песка создают необходимую проницаемость каналов модели пласта. Через модель пропускают пресную или минерализованную воду, которую затем замещают нефтью плотностью 0,805-0,887 г/см3. Далее проводят вытеснение нефти водой с минерализацией от 0,15 до 300 г/л с замером на выходе объемов нефти и воды. В табл. 1 приведены результаты по определению остаточного фактора сопротивления и коэффициента нефтеизвлечения при закачке водной суспензии древесной муки и высоковязкой оксиэтилцеллюлозы оторочками через модель пласта.
Пример 1. В модель пласта закачивают водную суспензию смеси древесной муки и высоковязкой оксиэтилцеллюлозы – ОЭЦ, двумя оторочками в объемном соотношении 1:1. Закачивают первую оторочку водной суспензии смеси древесной муки с концентрацией 0,3 мас. %, ОЭЦ с концентрацией 0,001 мас. %, воды с минерализацией 0,15 г/л - 99,699 мас. % в объеме 15 см3, затем закачивают вторую оторочку водной суспензии смеси древесной муки с концентрацией 0,001 мас. %, ОЭЦ с концентрацией 0,005 мас. %, воды с минерализацией 0,15 г/л - 99,994 мас. % в объеме 15 см3. Проводят довытеснение нефти водой с минерализацией 0,15 г/л путем закачки воды с замером на выходе объемов нефти и воды. Коэффициент нефтеизвлечения составляет 79,8, а остаточный фактор сопротивления (ОФС) - 56 (см. табл. 1, опыт 1).
Как видно из таблицы 1, ОФС по предлагаемому способу добычи нефти возрастает по сравнению с прототипом в 8-30 раз. Коэффициент нефтевытеснения увеличивается в 1,5-2,0 раза.
Способ осуществляют в следующей последовательности.
Выбирают участок нагнетательной скважины и проводят анализ его разработки. Проводят комплекс гидродинамических и геофизических исследований. Определяют оставшиеся запасы нефти по участку нагнетательной скважины с корректировкой по горизонтам и пластам. Определяют начальную удельную приемистость нагнетательной скважины, минерализацию закачиваемой воды, допустимое давление на эксплуатационную колонну и продуктивные пласты. Определяют добывающие скважины, гидродинамически связанные с нагнетательной скважиной. На основе анализа геолого-технологических показателей (проницаемости коллектора, толщины нефтенасыщенного продуктивного пласта, пористости, дебита по нефти и жидкости по участку, обводненности добываемой продукции), начальной удельной приемистости нагнетательной скважины определяют объемное соотношение оторочек и рассчитывают объемы закачки оторочек водной суспензии древесной муки и ОЭЦ.
Приготовление и закачку водной суспензии древесной муки и ОЭЦ осуществляют существующими в нефтедобыче стандартными установками типа КУДР, ЦА-320 и т.д.
Водную суспензию древесной муки и ОЭЦ готовят непосредственно перед закачкой в пласт через нагнетательную скважину следующим образом.
В закачиваемую воду, поступающую по водоводу с кустовой насосной станции (КНС) с минерализацией от 0,15 до 300 г/л, через воронку со струйным насосом с помощью шнекового дозатора дозируют смесь древесной муки и ОЭЦ. При смешении с закачиваемой водой образуется водная суспензия, которая подается в смесительную емкость. Полученную водную суспензию древесной муки и ОЭЦ закачивают через нагнетательную скважину.
Водную суспензию древесной муки и ОЭЦ закачивают двумя оторочками в объемном соотношении 1:(1-7). Первую оторочку водной суспензии закачивают в пласт до снижения удельной приемистости скважины на 15-30% от начальной удельной приемистости скважины при следующем содержании компонентов, мас. %: древесная мука - 0,3-1,5, ОЭЦ - 0,001-0,5, закачиваемая вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное.
Затем закачивают в пласт вторую оторочку водной суспензии древесной муки и ОЭЦ до снижения удельной приемистости скважины на 5-10% от начальной удельной приемистости скважины при следующем содержании компонентов, мас. %: древесная мука - 0,001-0,5, ОЭЦ - 0,005-1,0, закачиваемая вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное.
После закачки в пласт двух оторочек их продавливают в пласт водой с водовода в объеме насосно-компрессорных труб (НКТ) плюс 1,0-10,0 м3.
Объем закачиваемых оторочек водной суспензии древесной муки и ОЭЦ для каждой скважины индивидуален и зависит от приемистости нагнетательной скважины при давлении на водоводе и работающей толщины пласта.
Пример конкретного выполнения
В качестве объекта опытно-промышленных работ был выбран участок с одной нагнетательной и тремя добывающими скважинами. Пласты представлены терригенными коллекторами проницаемостью 0,5 мкм2, нефтенасыщенностью 86,5%, пористостью 22,1-23,4%, нефтенасыщенная толщина пласта - 11,2 м. Среднесуточный дебит нефти на одну добывающую скважину составляет 4,2 т, средняя обводненность добываемой жидкости - 85% (от 75% до 88%). Определяют объемное соотношение оторочек водной суспензии древесной муки и полимера и рассчитывают их объемы закачки в зависимости от начальной удельной приемистости нагнетательной скважины. Начальная удельная приемистость нагнетательной скважины составляет 40 м3/сут/МПа. Максимальное допустимое давление на эксплуатационную колонну составляет 12,0 МПа (пример 1, табл. 2).
Для нагнетательной скважины согласно анализу разработки участка объемное соотношение первой и второй оторочек водной суспензии древесной муки и ОЭЦ составляет 1:2, объем первой оторочки водной суспензии древесной муки с концентрацией 0,3 мас. % и ОЭЦ с концентрацией 0,001 мас. %, закачиваемой воды с минерализацией 0,15 г/л - 99,699 мас. % составляет 100 м3, объем второй оторочки водной суспензии древесной муки с концентрацией 0,001 мас. % и ОЭЦ с концентрацией 0,005 мас. %, закачиваемой воды с минерализацией 0,15 г/л - 99,994 мас. % составляет 200 м3.
Приготовление и закачку оторочек водных суспензий древесной муки и ОЭЦ проводят с помощью установки КУДР.
Первую оторочку водной суспензии древесной муки и ОЭЦ в объеме 100 м3 готовят следующим образом.
В закачиваемую воду, поступающую по водоводу с КНС с минерализацией 0,15 г/л (99,699 т), через воронку со струйным насосом с помощью шнекового дозатора дозируют смесь древесной муки с концентрацией 0,3 мас. % и ОЭЦ с концентрацией 0,001 мас. % При смешении с закачиваемой водой образуется водная суспензия, которая подается в смесительную емкость. Полученную водную суспензию древесной муки и ОЭЦ закачивают через нагнетательную скважину в пласт. Удельная приемистость скважины снизилась на 15%.
Затем готовят вторую оторочку водной суспензии древесной муки и ОЭЦ в объеме 200 м3.
В закачиваемую воду, поступающую по водоводу с КНС с минерализацией 0,15 г/л (199,994 т), через воронку со струйным насосом с помощью шнекового дозатора дозируют смесь древесной муки с концентрацией 0,001 мас. % и ОЭЦ с концентрацией 0,005 мас. %. При смешении с закачиваемой водой образуется водная суспензия, которая подается в смесительную емкость. Полученную водную суспензию древесной муки и ОЭЦ закачивают через нагнетательную скважину в пласт. Удельная приемистость скважины снизилась на 5%.
После закачки в пласт двух оторочек их продавливают в пласт водой с водовода в объеме 10,0 м3. В результате закачки изменились эксплуатационные показатели добывающих скважин: средняя обводненность добываемой продукции снизилась от 85,0% до 80,4%, дебит нефти по участку увеличился на 1,7 т (пример 1, табл. 3).
Остальные примеры осуществления способа разработки неоднородного нефтяного пласта выполняют аналогично, их результаты приведены в табл. 2, 3. Дополнительная добыча нефти в среднем составила более 1500 т.
Полученные результаты показывают, что в высокопроницаемых зонах пласта происходят блокирование и перераспределение фильтрационных потоков в пласте и, как следствие, подключение в работу неохваченных ранее воздействием нефтенасыщенных зон пласта, которые приводят к увеличению охвата пласта вытеснением в 1,3-1,6 раза.
Таким образом, предлагаемый способ разработки неоднородного нефтяного пласта позволяет увеличить охват пласта воздействием, снизить обводненность добывающих скважин, улучшить качество закачиваемого состава в пласт, что в конечном итоге приводит к повышению эффективности способа разработки неоднородного нефтяного пласта, а также расширению технологических возможностей способа.
Claims (5)
- Способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий закачку в скважину водной суспензии древесной муки и полимера, отличающийся тем, что предварительно определяют начальную удельную приемистость скважины, в качестве дисперсной фазы используют смесь древесной муки и полимера, в качестве дисперсионной среды используют закачиваемую воду с минерализацией от 0,15 до 300 г/л, в качестве полимера используют высоковязкую оксиэтилцеллюлозу - ОЭЦ, осуществляют закачку указанной водной суспензии древесной муки и ОЭЦ двумя оторочками, первую оторочку указанной водной суспензии закачивают до снижения удельной приемистости скважины на 15-30% от начальной удельной приемистости скважины при следующем содержании компонентов, мас. %:
-
древесная мука 0,3-1,5 ОЭЦ 0,001-0,5 закачиваемая вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л остальное - затем осуществляют закачку второй оторочки указанной водной суспензии до снижения удельной приемистости на 5-10% от начальной удельной приемистости скважины при следующем содержании компонентов, мас. %:
-
древесная мука 0,001-0,5 ОЭЦ 0,005-1,0 закачиваемая вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л остальное - причем указанные оторочки закачивают в объемном соотношении 1:(1-7).
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015150153A RU2608137C1 (ru) | 2015-11-23 | 2015-11-23 | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015150153A RU2608137C1 (ru) | 2015-11-23 | 2015-11-23 | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2608137C1 true RU2608137C1 (ru) | 2017-01-16 |
Family
ID=58455911
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015150153A RU2608137C1 (ru) | 2015-11-23 | 2015-11-23 | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2608137C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2652410C1 (ru) * | 2017-08-01 | 2018-04-26 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта (варианты) |
| RU2706978C2 (ru) * | 2018-04-28 | 2019-11-21 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Способ полимерного заводнения в слабосцементированном коллекторе |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2057914C1 (ru) * | 1993-04-27 | 1996-04-10 | Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии | Способ добычи нефти |
| RU2071555C1 (ru) * | 1994-10-06 | 1997-01-10 | Научно-производственное предприятие "Нефтегеотехнология" | Состав для регулирования разработки нефтяных месторождений |
| RU2090741C1 (ru) * | 1994-07-13 | 1997-09-20 | Министерство Российской Федерации по атомной энергии | Заряд для перфорации скважин |
| RU2289686C1 (ru) * | 2005-10-21 | 2006-12-20 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии", ОАО "НИИнефтепромхим" | Способ обработки нефтяного пласта |
| US20090050331A1 (en) * | 2007-08-23 | 2009-02-26 | Walter Mahler | Method For Enhanced Recovery Of Oil From Oil Reservoirs |
| RU2352772C1 (ru) * | 2007-07-16 | 2009-04-20 | Открытое Акционерное Общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" (ОАО "НИИнефтепромхим") | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2496978C1 (ru) * | 2012-06-19 | 2013-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов |
-
2015
- 2015-11-23 RU RU2015150153A patent/RU2608137C1/ru active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2057914C1 (ru) * | 1993-04-27 | 1996-04-10 | Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии | Способ добычи нефти |
| RU2090741C1 (ru) * | 1994-07-13 | 1997-09-20 | Министерство Российской Федерации по атомной энергии | Заряд для перфорации скважин |
| RU2071555C1 (ru) * | 1994-10-06 | 1997-01-10 | Научно-производственное предприятие "Нефтегеотехнология" | Состав для регулирования разработки нефтяных месторождений |
| RU2289686C1 (ru) * | 2005-10-21 | 2006-12-20 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии", ОАО "НИИнефтепромхим" | Способ обработки нефтяного пласта |
| RU2352772C1 (ru) * | 2007-07-16 | 2009-04-20 | Открытое Акционерное Общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" (ОАО "НИИнефтепромхим") | Способ разработки нефтяной залежи |
| US20090050331A1 (en) * | 2007-08-23 | 2009-02-26 | Walter Mahler | Method For Enhanced Recovery Of Oil From Oil Reservoirs |
| RU2496978C1 (ru) * | 2012-06-19 | 2013-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2652410C1 (ru) * | 2017-08-01 | 2018-04-26 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта (варианты) |
| RU2706978C2 (ru) * | 2018-04-28 | 2019-11-21 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Способ полимерного заводнения в слабосцементированном коллекторе |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2456439C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины | |
| RU2382185C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной и ограничения водопритока в добывающей скважинах (варианты) | |
| RU2398102C1 (ru) | Способ повышения нефтеотдачи трещиноватых и пористых пластов с искусственно созданными трещинами после гидравлического разрыва пласта - грп | |
| RU2639341C1 (ru) | Способ разработки неоднородных по проницаемости коллекторов | |
| RU2608137C1 (ru) | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта | |
| Ketova et al. | Testing of preformed particles polymer gel technology on core filtration models to limit water inflows | |
| CN111087998A (zh) | 一种缓膨颗粒及其制备方法 | |
| RU2436941C1 (ru) | Способ регулирования заводнения неоднородного нефтяного пласта | |
| RU2483202C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта | |
| CN111087997A (zh) | 一种油藏油井堵水的方法 | |
| RU2547025C1 (ru) | Способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов (варианты) | |
| RU2487235C1 (ru) | Способ разработки обводненного карбонатного пласта | |
| RU2722488C1 (ru) | Способ разработки неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта | |
| RU2321733C1 (ru) | Способ регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин | |
| RU2298088C1 (ru) | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта | |
| RU2610961C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приёмистости в нагнетательной скважине | |
| RU2719699C1 (ru) | Способ разработки неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта | |
| RU2292450C1 (ru) | Способ добычи нефти | |
| RU2496978C1 (ru) | Способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов | |
| RU2090746C1 (ru) | Способ регулирования разработки нефтяных месторождений заводнением | |
| RU2167280C2 (ru) | Способ разработки неоднородной залежи углеводородов | |
| RU2169258C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных и ограничения водопритоков в добывающих скважинах | |
| RU2375557C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах и ограничения водопритока в добывающих скважинах | |
| RU2652410C1 (ru) | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта (варианты) | |
| RU2530007C2 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20180627 Effective date: 20180627 |
|
| QZ41 | Official registration of changes to a registered agreement (patent) |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20180627 Effective date: 20181217 |