RU2614827C2 - Способ добычи нефти из подземных нефтяных месторождений - Google Patents
Способ добычи нефти из подземных нефтяных месторождений Download PDFInfo
- Publication number
- RU2614827C2 RU2614827C2 RU2011140218A RU2011140218A RU2614827C2 RU 2614827 C2 RU2614827 C2 RU 2614827C2 RU 2011140218 A RU2011140218 A RU 2011140218A RU 2011140218 A RU2011140218 A RU 2011140218A RU 2614827 C2 RU2614827 C2 RU 2614827C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- water
- injection
- composition
- well
- Prior art date
Links
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 57
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 57
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 190
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 127
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 127
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 86
- 239000000499 gel Substances 0.000 claims abstract description 41
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 claims abstract description 33
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 31
- 239000012190 activator Substances 0.000 claims abstract description 23
- REDXJYDRNCIFBQ-UHFFFAOYSA-N aluminium(3+) Chemical compound [Al+3] REDXJYDRNCIFBQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 21
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 claims abstract description 13
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 11
- 150000003672 ureas Chemical class 0.000 claims abstract description 11
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 8
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 8
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 8
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims abstract description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims abstract description 5
- VSCWAEJMTAWNJL-UHFFFAOYSA-K aluminium trichloride Chemical group Cl[Al](Cl)Cl VSCWAEJMTAWNJL-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims description 24
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 16
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 10
- 230000008719 thickening Effects 0.000 claims description 8
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 7
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 6
- -1 aluminum compounds Chemical class 0.000 claims description 4
- BNGXYYYYKUGPPF-UHFFFAOYSA-M (3-methylphenyl)methyl-triphenylphosphanium;chloride Chemical compound [Cl-].CC1=CC=CC(C[P+](C=2C=CC=CC=2)(C=2C=CC=CC=2)C=2C=CC=CC=2)=C1 BNGXYYYYKUGPPF-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 claims description 3
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 3
- 229920006322 acrylamide copolymer Polymers 0.000 claims description 2
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 claims description 2
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 claims 1
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 claims 1
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 claims 1
- 235000013877 carbamide Nutrition 0.000 abstract description 32
- 238000009472 formulation Methods 0.000 abstract description 13
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 7
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 abstract description 7
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 4
- 239000002253 acid Substances 0.000 abstract description 3
- 239000013011 aqueous formulation Substances 0.000 abstract description 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract 2
- 239000004411 aluminium Substances 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 143
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 23
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 23
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 21
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 17
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 15
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 10
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 10
- AZDRQVAHHNSJOQ-UHFFFAOYSA-N alumane Chemical class [AlH3] AZDRQVAHHNSJOQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 9
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 8
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 7
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 6
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 5
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 5
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 5
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 5
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 5
- 239000002609 medium Substances 0.000 description 5
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000002585 base Substances 0.000 description 4
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 4
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 description 4
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 4
- MGJKQDOBUOMPEZ-UHFFFAOYSA-N N,N'-dimethylurea Chemical compound CNC(=O)NC MGJKQDOBUOMPEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 3
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 3
- 239000000047 product Substances 0.000 description 3
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 2
- XGEGHDBEHXKFPX-UHFFFAOYSA-N N-methyl urea Chemical compound CNC(N)=O XGEGHDBEHXKFPX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- JLDSOYXADOWAKB-UHFFFAOYSA-N aluminium nitrate Chemical compound [Al+3].[O-][N+]([O-])=O.[O-][N+]([O-])=O.[O-][N+]([O-])=O JLDSOYXADOWAKB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 description 2
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 2
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 2
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 2
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 2
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 2
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 2
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 2
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 2
- LVYZJEPLMYTTGH-UHFFFAOYSA-H dialuminum chloride pentahydroxide dihydrate Chemical compound [Cl-].[Al+3].[OH-].[OH-].[Al+3].[OH-].[OH-].[OH-].O.O LVYZJEPLMYTTGH-UHFFFAOYSA-H 0.000 description 2
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 2
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 2
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 2
- VKYKSIONXSXAKP-UHFFFAOYSA-N hexamethylenetetramine Chemical class C1N(C2)CN3CN1CN2C3 VKYKSIONXSXAKP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 150000002736 metal compounds Chemical class 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 2
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 2
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L sodium carbonate Substances [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- XBIUWALDKXACEA-UHFFFAOYSA-N 3-[bis(2,4-dioxopentan-3-yl)alumanyl]pentane-2,4-dione Chemical compound CC(=O)C(C(C)=O)[Al](C(C(C)=O)C(C)=O)C(C(C)=O)C(C)=O XBIUWALDKXACEA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 9H-xanthene Chemical compound C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- VVIHROHFFISGNS-UHFFFAOYSA-K [Al+3].[Cl-].[Cl-].[Cl-].NC(N)=O Chemical compound [Al+3].[Cl-].[Cl-].[Cl-].NC(N)=O VVIHROHFFISGNS-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- HDYRYUINDGQKMC-UHFFFAOYSA-M acetyloxyaluminum;dihydrate Chemical compound O.O.CC(=O)O[Al] HDYRYUINDGQKMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- WNROFYMDJYEPJX-UHFFFAOYSA-K aluminium hydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[OH-].[Al+3] WNROFYMDJYEPJX-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DIZPMCHEQGEION-UHFFFAOYSA-H aluminium sulfate (anhydrous) Chemical compound [Al+3].[Al+3].[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O DIZPMCHEQGEION-UHFFFAOYSA-H 0.000 description 1
- 229940009827 aluminum acetate Drugs 0.000 description 1
- 229940024545 aluminum hydroxide Drugs 0.000 description 1
- 229940024546 aluminum hydroxide gel Drugs 0.000 description 1
- SMYKVLBUSSNXMV-UHFFFAOYSA-K aluminum;trihydroxide;hydrate Chemical compound O.[OH-].[OH-].[OH-].[Al+3] SMYKVLBUSSNXMV-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 150000001450 anions Chemical class 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 238000009529 body temperature measurement Methods 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 159000000007 calcium salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 229920003086 cellulose ether Polymers 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
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- ORTQZVOHEJQUHG-UHFFFAOYSA-L copper(II) chloride Chemical compound Cl[Cu]Cl ORTQZVOHEJQUHG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 230000002500 effect on skin Effects 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 239000012458 free base Substances 0.000 description 1
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 1
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 1
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 1
- 239000004312 hexamethylene tetramine Chemical class 0.000 description 1
- 235000010299 hexamethylene tetramine Nutrition 0.000 description 1
- 150000004679 hydroxides Chemical class 0.000 description 1
- 239000010954 inorganic particle Substances 0.000 description 1
- 230000002045 lasting effect Effects 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 229910021645 metal ion Inorganic materials 0.000 description 1
- VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N methane;hydrate Chemical compound C.O VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000012821 model calculation Methods 0.000 description 1
- 125000005608 naphthenic acid group Chemical group 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 239000011368 organic material Substances 0.000 description 1
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 1
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 238000012552 review Methods 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 1
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- ZNCPFRVNHGOPAG-UHFFFAOYSA-L sodium oxalate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C(=O)C([O-])=O ZNCPFRVNHGOPAG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229940039790 sodium oxalate Drugs 0.000 description 1
- 239000001488 sodium phosphate Substances 0.000 description 1
- 229910000162 sodium phosphate Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 0.000 description 1
- PUGUQINMNYINPK-UHFFFAOYSA-N tert-butyl 4-(2-chloroacetyl)piperazine-1-carboxylate Chemical compound CC(C)(C)OC(=O)N1CCN(C(=O)CCl)CC1 PUGUQINMNYINPK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- RYFMWSXOAZQYPI-UHFFFAOYSA-K trisodium phosphate Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].[O-]P([O-])([O-])=O RYFMWSXOAZQYPI-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 235000020681 well water Nutrition 0.000 description 1
- 239000002349 well water Substances 0.000 description 1
Images
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
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/592—Compositions used in combination with generated heat, e.g. by steam injection
-
- 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
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
-
- 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
-
- 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
- E21B43/32—Preventing gas- or water-coning phenomena, i.e. the formation of a conical column of gas or water around wells
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Edible Oils And Fats (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобыче. Технический результат – снижение обводненности и повышение нефтеотдачи в пластах с очень горячими зонами. Способ добычи нефти из подземных нефтяных месторождений, имеющих по меньшей мере одну нагнетательную скважину и по меньшей мере одну добывающую скважину, включающий по меньшей мере следующие стадии: (1) закачку пара по меньшей мере в одну нагнетательную скважину и отбор нефти по меньшей мере через одну добывающую скважину, причем температура нагнетательной скважины по завершении стадии (1) составляет от 90 до 320°С, (2) блокирование высокопроницаемых зон нефтяного месторождения в области между указанной по меньшей мере одной нагнетательной скважиной и указанной по меньшей мере одной добывающей скважиной путем закачки через указанную по меньшей мере одну нагнетательную скважину содержащих воду и химические компоненты водных составов, которые после закачки в месторождение способны образовать гели под действием температуры месторождения, (3) продолжение добычи нефти через указанную по меньшей мере одну добывающую скважину. Стадию (2) проводят путем раздельной последовательной закачки в месторождение соответственно по меньшей мере кислого состава F1, содержащего по меньшей мере воду, а также водорастворимую соль алюминия (III) и/или частично гидролизованную соль алюминия (III) в количестве от 3 до 30 мас.% (относительно безводных соединений алюминия) в пересчете на сумму всех компонентов состава, и состава F2, содержащего по меньшей мере воду и по меньшей мере один водорастворимый активатор в количестве от 3 до 60 мас.% в пересчете на сумму всех компонентов состава, который при нагревании до температуры выше 50°С способствует повышению показателя рН и является соединением, выбранным из группы, включающей мочевину и водорастворимые замещенные мочевины, при условии, что температуры закачиваемых составов F1 и F2 перед закачкой составляют менее чем 40°С. Указанные составы после закачки в нефтяной пласт смешиваются друг с другом и в результате нагревания, обусловленного теплотой месторождения, образуют вязкие гели. 14 з.п. ф-лы, 7 ил., 2 табл.
Description
Изобретение относится к сфере технологии нефтедобычи, прежде всего к способу добычи нефти из подземных нефтяных месторождений.
В соответствии с предлагаемым в изобретении способом для повышения выхода нефти из подземных месторождений блокируют высокопроницаемые области нефтяного пласта путем раздельной закачки в месторождение по меньшей мере двух разных составов, которые смешиваются друг с другом лишь внутри месторождения, под влиянием тепла которого из смеси составов образуются высоковязкие гели. Указанный способ прежде всего можно применять на заключительной стадии разработки в случае повышения эксплуатационной обводненности и в особенности после закачки пара в месторождение.
Нефть в природных нефтяных месторождениях находится в полостях пористых пород-коллекторов, изолированных от поверхности земли непроницаемыми наружными слоями. Помимо нефти, включающей фракции природного газа, нефтяное месторождение содержит также воду, более или менее сильно насыщенную солями. При этом под полостями подразумевают чрезвычайно узкие полые пространства, капилляры, поры и так далее, например, пустоты диаметром не более 1 мкм, кроме которых пласт может включать также зоны, содержащие поры большего диаметра и/или природные разломы.
После проходки скважины в нефтеносных пластах нефть под действием собственного напора газа сначала течет в направлении к добывающим скважинам и фонтанирует на поверхности земли. Указанную стадию добычи нефти специалисты обычно называют первичной нефтедобычей. При неблагоприятных условиях добычи нефти, например, при ее высокой вязкости, быстром снижении собственного напора газа или повышенном фильтрационном гидравлическом сопротивлении нефтеносного пласта, фонтанная эксплуатация месторождении быстро регрессирует. Путем первичной добычи может быть добыто в среднем лишь от 2 до 10% первоначально имеющейся в месторождении нефти. В случае повышенной вязкости нефти возможность ее фонтанной добычи как правило практически отсутствует.
С учетом указанных обстоятельств с целью повышения выхода добываемой нефти используют так называемый метод вторичной нефтедобычи.
Наиболее часто используемым методом вторичной нефтедобычи является заводнение нефтяных пластов. При этом через так называемые нагнетательные скважины в нефтеносные пласты закачивают воду. Благодаря этому происходит искусственное повышение напора газа в нефтяном месторождении, под давлением которого нефть перемещается от нагнетательных скважин к добывающим скважинам. Заводнение нефтяного пласта в определенных условиях позволяет существенно повысить выход добываемой нефти.
При заводнении нефтяного пласта фронт исходящей от нагнетательной скважины воды в идеальном случае должен равномерно продавливать нефть через весь пласт в направлении к добывающей скважине. Однако на практике нефтяной пласт состоит из участков, характеризующихся разными значениями гидравлического сопротивления. Помимо насыщенных нефтью мелкопористых пород-коллекторов, которые характеризуются высоким гидравлическим сопротивлением пропусканию воды, нефтяной пласт включает также участки с низким гидравлическим сопротивлением, которыми могут являться, например, природные или искусственные разломы породы или участки породы-коллектора, которые обладают чрезвычайно высокой проницаемостью. Подобными высокопроницаемыми участками могут быть также уже обезмасленные зоны породы-коллектора. При заводнении нефтяного пласта нагнетаемая в него вода, очевидно, течет в направлении от нагнетательной скважины к добывающей скважине преимущественно по траектории с низким гидравлическим сопротивлением. Вследствие этого заводнение насыщенных нефтью мелкопористых участков месторождения с высоким гидравлическим сопротивлением прекращается, и через добывающую скважину наружу выходит все более обогащенная водой нефть. Подобную ситуацию специалисты называют эксплуатационной обводненностью. Указанные эффекты особенно сильно проявляются в случае тяжелой, соответственно вязкой нефти. Чем выше вязкость нефти, тем более высока вероятность быстрого достижения эксплуатационной обводненности нефтяного месторождения.
В случае месторождений, содержащих высоковязкие сорта нефти, нефть можно нагревать путем закачки в месторождение перегретого пара, что обеспечивает снижение ее вязкости. Однако при этом аналогично заводнению нефтяного пласта также возможно недопустимо быстрое перемещение перегретого пара и его конденсата через зоны с высокой проницаемостью в направлении от нагнетательных скважин к добывающим скважинам, а, следовательно, снижение эффективности третичной добычи нефти.
Из уровня техники известно, что благодаря осуществлению подходящих технических мероприятий можно обеспечить герметизацию указанных высокопроницаемых зон, располагающихся между нагнетательными и добывающими скважинами. Подобная герметизация обеспечивает блокирование высокопроницаемых зон с низким гидравлическим сопротивлением, и закачиваемая в нефтяной пласт вода, соответственно пар, вновь преимущественно перемещаются через насыщенные нефтью пласты с низкой проницаемостью. Подобные технические мероприятия называют также выравниванием профиля приемистости. Обзор технических мероприятий по выравниванию профиля приемистости приведен в статье Борлинга и других „Pushing out the oil with Conformance Control", опубликованной в Oilfield Review (1994) на странице 44 и следующих.
Для выравнивания профиля приемистости можно использовать сравнительно низковязкие составы определенных химических веществ, которые можно легко закачать в нефтяной пласт, причем вязкость подобных составов существенно возрастает лишь после их закачки в пласт в преобладающих в этом пласте условиях. Подобные составы содержат пригодные для повышения вязкости неорганические или органические компоненты, соответственно полимерные компоненты. Вязкость некоторых из подобных закачиваемых в нефтяной пласт составов может возрастать с запаздыванием во времени. Наряду с этим известны составы, вязкость которых возрастает преимущественно вследствие повышения температуры, происходящего в результате постепенного нагревания закачанного состава до естественной температуры данного месторождения. Составы, вязкость которых возрастает лишь в условиях конкретного нефтяного пласта, называют, например, термогелями или запаздывающими гелеобразующими системами.
Из патента СССР SU 1654554 А1 известен способ добычи нефти, предусматривающий применение нагнетаемых в нефтяной пласт смесей, состоящих из хлорида алюминия или нитрата алюминия, мочевины и воды. При характерных для нефтяного пласта повышенных температурах происходит гидролиз мочевины с образованием диоксида углерода и аммиака. Вследствие выделения аммиака наблюдается значительное повышение показателя рН воды и образование высоковязкого геля гидроксида алюминия, который закупоривает зоны с высокой проницаемостью.
Из патентной заявки США US 2008/0035344 А1 известна отличающаяся замедленным гелеобразованием смесь для блокирования подземных нефтяных пластов, которая содержит по меньшей мере один растворимый в кислотах сшиваемый полимер, например, частично гидролизованный полиакриламид, частично нейтрализованную соль алюминия, например, гидроксихлорид алюминия, а также активатор, например, такой как мочевина, замещенные мочевины или гексаметилентетрамин, который в условиях нефтяного пласта способен выделять свободные основания. Указанную смесь предпочтительно можно использовать при температурах от 0 до 40°С, причем при температуре выше 50°С гелеобразование в зависимости от условий применения смеси происходит в течение промежутка времени от 2 часов до 10 дней.
В российском патенте RU 2339803 С2 опубликован способ блокирования высокопроницаемых зон, в соответствии с которым сначала определяют объем подлежащих блокированию высокопроницаемых зон. На первой стадии последующего технологического процесса в нефтяной пласт закачивают водный состав карбоксиметилцеллюлозы и используемого в качестве сшивающего агента ацетата хрома, количество которого в пересчете на общий объем подлежащего блокированию участка нефтяного пласта составляет 15% об. На второй стадии закачивают водный состав полиакриламида и сшивающего агента.
Из российского патента RU 2361074 известен способ блокирования высокопроницаемых зон, в соответствии с которым в месторождение с высокой температурой порциями закачивают составы на основе мочевины и солей алюминия.
В статье Л.К. Алтуниной и В.А.Кувшиновой, опубликованной в Oil & Gas Science and Technology- Rev. IFP, том 63 (2008) (1), с. 37-48, описаны различные термогели и их применение в сфере нефтедобычи, причем речь идет о термогелях на основе мочевины и солей алюминия, а также о термогелях на основе простых эфиров целлюлозы.
В патенте США US 4141416 опубликован способ третичной нефтедобычи, в соответствии с которым с целью снижения поверхностного натяжения на границе раздела водной и масляной фаз в нефтяной пласт закачивают водный щелочной раствор силиката, который обеспечивает снижение поверхностного натяжения. В одном из вариантов осуществления указанного способа одновременно можно осуществлять герметизацию проницаемых областей нефтяного пласта, для чего на второй стадии закачивают дополнительные компоненты, например, такие как кислоты, которые могут образовывать со щелочным раствором силиката осадки.
В российском патенте RU 2338768 С1 опубликован способ блокирования проницаемых зон нефтяных месторождений, в соответствии с которым в нефтяной пласт по отдельности закачивают соответственно раствор, содержащий фосфат натрия, оксалат натрия, карбонат натрия и смесь карбоксиметилцеллюлозы с ксантаном, и второй раствор, содержащий хлорид кальция, хлорид меди и хлорид алюминия, причем оба указанных раствора смешиваются друг с другом только в подъярусе. С целью предотвращения преждевременного смешивания указанных растворов в промежутке между их закачками в нефтяной пласт в последний можно дополнительно закачать порцию воды. Закачанные в нефтяной пласт растворы после перемешивания образуют осадки, состоящие из труднорастворимых гидроксидов и труднорастворимых солей кальция. В цитируемой публикации отсутствуют данные о комбинировании способа с закачкой пара. Кроме того, в публикации не сообщается о зависимости осаждения от температуры. Напротив, осадки при смешивании обоих растворов образуются без запаздывания во времени. Блокирование указанным способом удаленных от инжектора слоев нефтяного пласта является затруднительным.
Однако выравнивание профиля приемистости с закачкой пара сопровождается рядом особых проблем. Температура используемого для закачки пара обычно составляет более 300°С. В связи с этим пласт в месте нахождения нагнетательной скважины может нагреваться до температур выше 300°С. Хотя при продолжительной непрерывной закачке пара температура нефтяного пласта по мере удаления от нагнетательной скважины и снижается, причем на расстоянии несколько сот метров от нагнетательной скважины она часто соответствует естественной температуре месторождения, тем не менее чрезвычайно горячая зона вокруг нагнетательной скважины может обладать весьма значительной площадью. В результате длительной закачки пара в радиусе нескольких метров вокруг нагнетательной скважины может образоваться горячая зона с температурой от 250 до 300°С. При относительно однородной проницаемости месторождения радиус подобной горячей зоны может достигать 40 метров. В случае месторождений с высокопроницаемыми каналами, по которым преимущественно перемещается пар, подобная горячая зона может простираться также на гораздо большие расстояния от нагнетательной скважины.
Многие известные из уровня техники составы, в частности, составы на основе органических материалов, при температурах, которыми характеризуется нефтяной пласт после закачки в него пара, не обладают достаточной стабильностью.
Указанные выше гелеобразующие составы на основе солей алюминия и мочевины обладают чрезвычайно высокой температурной стабильностью, а, следовательно, в принципе пригодны также для применения в нефтяных пластах после закачки в них пара. Однако в случае подобного применения возникает проблема, состоящая в том, что время, необходимое для фактического образования гелей из указанных составов, очевидно, зависит не только от их состава и концентрации присутствующих в них компонентов, но и от температуры, причем чем выше температура, тем с более высокой скоростью протекает гелеобразование. В то время как для гелеобразования при температурах от 50 до 120°С могут потребоваться часы, дни или даже недели, гелеобразование при более высоких температурах, очевидно, протекает гораздо быстрее, о чем свидетельствуют результаты измерений для гелеобразующего состава на основе солей алюминия и мочевины, которые приведены в статье И.К. Алтуниной и В.А. Кувшинова, опубликованной в Oil & Gas Science and Technology - Rev. IFP, том 63 (2008) (1), cc. 37-48 (смотри фиг. 2 на с. 39). Согласно этой публикации гелеобразование при 150°С наступает через 40 минут, при 200°С через 20 минут и при 250°С через 10 минут. В случае закачки подобных составов в горячую нагнетательную скважину, соответственно горячий нефтяной пласт, возникает опасность наступления гелеобразования уже в непосредственно окружающей нагнетательную скважину зоне, поскольку скорость течения этих составов в нефтяном пласте в большинстве случаев настолько низка, что после нагнетание они чрезвычайно быстро нагреваются.
Следовательно, закачиваемые составы не будут достигать подлежащих блокированию высокопроницаемых зон, причем образование вязких гелей будет происходить уже в нагнетательной скважине, соответственно в зоне буровой скважины. Образовашиеся гели могут стать препятствием для дальнейшей перекачки гелеобразующего состава, а, кроме того, очевидно, может произойти блокирование последующего заводнения нефтяного пласта водой или паром.
Указанные выше проблемы отчасти могут быть решены благодаря тому, что паровой инжектор после закачки пара можно подвергать некоторому охлаждению или в месторождение с целью охлаждения дополнительно можно закачивать воду, однако реализация подобных технических мероприятий требует много времени и не гарантирует бесперебойной подачи гелеобразующих составов в нефтяной пласт.
С учетом вышеизложенного в основу настоящего изобретения была положена задача разработать способ добычи нефти из подземных нефтяных пластов с очень горячими зонами, позволяющий снижать эксплуатационную обводненность и повышать степень нефтеотдачи месторождения, причем должна быть предусмотрена возможность реализации указанного способа непосредственно по завершении закачки пара в нефтяной пласт.
Указанная задача согласно изобретению решается благодаря способу добычи нефти из подземных нефтяных месторождений, в соответствии с которым бурят по меньшей мере одну нагнетательную скважину и по меньшей мере одну добывающую скважину, причем способ включает по меньшей мере следующие стадии:
(1) закачку пара по меньшей мере в одну нагнетательную скважину и отбор нефти по меньшей мере через одну добывающую скважину, причем температура нагнетательной скважины по завершении стадии (1) составляет от 90 до 320°С,
(2) блокирование высокопроницаемых зон нефтяного месторождения, находящихся между по меньшей мере одной нагнетательной скважиной и по меньшей мере одной добывающей скважиной, путем закачки по меньшей мере через одну нагнетательную скважину содержащих воду и химические компоненты водных составов, которые после закачки способны образовать гели под действием теплоты месторождения,
(3) продолжение добычи нефти по меньшей мере через одну добывающую скважину,
и причем стадию (2) осуществляют путем раздельной закачки в месторождение соответственно по меньшей мере
- одного кислого состава F1, содержащего по меньшей мере воду, а также водорастворимую соль алюминия(III) и/или частично гидролизованную соль алюминия(III), и- одного состава F2, содержащего по меньшей мере воду и по меньшей мере один водорастворимый активатор, который при нагревании до температуры выше 50°С способствует повышению показателя рН и является соединением, выбранным из группы, включающей мочевину и водорастворимые замещенные производные мочевины, причем указанные составы после закачки в нефтяной пласт смешиваются друг с другом и в результате нагревания, обусловленного теплотой месторождения, образуют вязкие гели.
Согласно изобретению возможны также любые комбинации предпочтительных вариантов осуществления предлагаемого в изобретении способа, если они не являются взаимоисключающими.
В предпочтительном варианте осуществления изобретения в месторождение нагнетают три порции состава в последовательности F1 - F2 - F1 или F2 - F1 - F2.
Преимущество предлагаемого в изобретении способа состоит в том, что благодаря использованию пригодных гелей он дает также возможность целенаправленного блокирования имеющихся в месторождениях высокопроницаемых зон с высокой температурой. Указанный способ позволяет непосредственно после закачки пара осуществлять модифицирование профиля приемостости горячих продуктивных пластов. Следовательно, предоставляется возможность регулирования расстояния между буровой скважиной и содержащим гель нефтяным пластом. Благодаря этому обеспечивают эффективное блокирование высокопроницаемых зон, что, в свою очередь, позволяет ограничить эксплуатационную обводненность и повысить степень нефтеотдачи.
На прилагаемых к описанию чертежах схематически показано:
Фиг. 1 ход температурных кривых в нефтяном месторождении после длительной закачки пара,
Фиг. 2 характер изменения давления в опыте по заводнению активной зоны с использованием составов F1 и F2,
Фиг. 3 смешивание составов F1 и F2,
Фиг. 4-7 смешивание трех последовательно закачанных в пласт порций составов F1, F2 и F1.
В настоящем описании используют, в частности, следующую терминологию.
Под предлагаемым в изобретении способом добычи нефти подразумевают способ вторичной или третичной нефтедобычи, то есть способ применяют после того, как естественным образом завершится первичный процесс нефтедобычи, основанный на использовании собственного давления месторождения, и при этом возникнет необходимость в восстановлении давления путем закачки в месторождение воды и/или пара.
Месторождения
Под месторождениями в соответствии с изобретением подразумевают месторождения любых сортов нефти, например, месторождения легкой или тяжелой нефти. В одном варианте осуществления изобретения под месторождениями подразумевают месторождения тяжелой нефти, то есть нефти, плотность которой составляет менее 22,3° API (градусов плотности согласно классификации Американского нефтяного института).
Для осуществления предлагаемого в изобретении способа в нефтяных месторождениях бурят по меньшей мере одну добывающую скважину и по меньшей мере одну нагнетательную скважину. Как правило, месторождение снабжают несколькими нагнетательными скважинами и несколькими добывающими скважинами.
Начальная температура месторождения, то есть его температура до осуществления предлагаемого в изобретении способа, обычно находится в интервале от 25 до 150°С, предпочтительно от 30 до 140°С, особенно предпочтительно от 35 до 130°С, еще более предпочтительно от 40 до 120°С, например, от 50 до 110°С. В результате осуществления предлагаемого в изобретении способа температура месторождения изменяется по меньшей мере в промежуточной области между нагнетательными скважинами и добывающими скважинами.
Способ
Предлагаемый в изобретении способ включает по меньшей мере три стадии (1), (2) и (3), которые подлежат осуществлению как в указанной, так и в любой другой последовательности. Предлагаемый в изобретении способ, очевидно, может включать также другие стадии, которые можно осуществлять до, во время или после проведения стадий (1), (2) и (3).
Стадия (1)
На первой стадии (1) способа по меньшей мере в одну нагнетательную скважину закачивают пар и по меньшей мере через одну добывающую скважину отбирают нефть. При этом под нефтью, очевидно, подразумевают не чистую нефть, а обычно добываемые из нефтяных месторождений эмульсии, содержащие нефть и пластовую воду. Температура закачиваемого пара как правило составляет до 320°С, в частности, от 250 до 320°С, предпочтительно от 280 до 320°С.
Благодаря закачке пара в промежуточной области между нагнетательной и добывающей скважинами возникает зона, содержащаяся в которой нефть вытесняется паром, соответственно водой (пластовой водой или водой, образующейся вследствие конденсации пара).
Вследствие закачки пара температура в нагнетательной скважине повышается и по завершении стадии (1) составляет от 90 до 320°С.
Температура в нагнетательной(-ых) скважине(-ах) по завершении стадии (1), в частности, составляет от 120 до 320°С, предпочтительно от 150 до 300°С, особенно предпочтительно от 180 до 300°С, например, от 250 до 300°С.
Кроме того, вследствие закачки пара вокруг нагнетательной скважины возникает горячая зона. Радиус подобной горячей зоны, окружающей нагнетательную скважину, в зависимости от длительности закачки, заводняемого объема и температуры пара может находиться в примерном диапазоне от 5 до 50 метров. При наличии нескольких нагнетательных скважин и закачки пара в каждую из них указанные горячие зоны образуются вокруг каждой из нагнетательных скважин.
Вследствие перемещения пара, соответственно водного конденсата, или нагретой пластовой воды в направлении от нагнетательных скважин к добывающим скважинам совокупная область, расположенная между по меньшей мере одной нагнетательной скважиной и по меньшей мере одной добывающей скважиной, может нагреваться до температур, превышающих естественную температуру месторождения, причем по мере удаления от нагнетательной(-ых) скважины(-) степень нагревания указанной области, очевидно, уменьшается.
Пример подобной ситуации показан на Фиг. 1. На этом чертеже приведена схема участка нефтяного месторождения со скважиной для закачки пара и находящейся на определенном расстоянии от нее добывающей скважиной. Первоначальная температура нефтяного месторождения составляет Т0. С течением времени наблюдается все более сильное повышение температуры на удалении от нагнетательной скважины, обусловленное закачкой горячего пара. На Фиг. 1 показаны температурные кривые после закачки пара, продолжавшегося соответственно 3, 5 и 7 лет, а также температурная кривая D в случае проскока пара от нагнетательной скважины к добывающей скважине.
Верхний температурный предел в горячей зоне соответствует верхней предельной температуре в нагнетательной скважине. Однако при увеличении длительности периода закачки пара в месторождение указанный температурный предел по мере увеличения расстояния от нагнетательной скважины может снижаться.
Стадия (2)
Стадию (2) следует осуществлять при чрезмерной эксплуатационной обводненности нефтяного пласта или обнаружении так называемого проскока пара. В случае проскока пар перемещается через высокопроницаемые зоны от нагнетательной скважины к добывающей скважине. Однако высокопроницаемые зоны вовсе необязательно образуются только в результате закачки в нефтяной пласт пара, а могут обладать также природным происхождением. Кроме того, указанные зоны могут образоваться уже во время проведения предшествующей стадии предлагаемого в изобретении способа.
В рамках подготовки к проведению стадии (2) целесообразно выполнять измерение температуры в области нагнетательной скважины и определять температурное поле нефтяного месторождения в находящейся под влиянием заводнения области. Методы определения температурного поля нефтяного месторождения в принципе известны специалистам. Распределение температур как правило определяют на основании результатов измерения температуры в определенных частях пласта в сочетании с модельными расчетами, при выполнении которых учитывают, в частности, вводимые в пласт количества тепла, а также отводимые из пласта количества тепла. В качестве альтернативы каждая из областей может быть охарактеризована также соответствующей средней температурой. Специалистам понятно, что описанный выше анализ температурного поля лишь приближенно отражает фактическую ситуацию в нефтяном пласте.
Стадию (2) можно осуществлять непосредственно после проведения стадии (1).
Для облегчения бесперебойной работы стадии (2) при необходимости предварительно можно снижать температуру в области нагнетательной скважины. Температура в области нагнетательной скважины может снизиться в результате простого выжидания. В соответствии с другим вариантом с целью снижения температуры в зоне нагнетательной скважины и окружающей ее области в нагнетательную скважину при необходимости можно закачивать холодную воду.
В процессе осуществления стадии (2) расположенные между нагнетательными и добывающими скважинами высокопроницаемые зоны нефтяного месторождения блокируют путем нагнетания водных составов по меньшей мере через одну нагнетательную скважину.
Согласно изобретению для этой цели используют по меньшей мере два разных водных состава F1 и F2. Состав F1 содержит по меньшей мере воду, а также одну или несколько водорастворимых солей алюминия(III) и/или частично гидролизованных солей алюминия(III), тогда как отличающийся от него состав F2 содержит по меньшей мере воду, а также один или несколько водорастворимых активаторов, которые при нагревании до температуры выше 50°С способствуют повышению показателя рН. Вследствие повышения показателя рН труднорастворимые соединения алюминия выпадают в осадок.
С целью осуществления способа по меньшей мере два состава F1 и F2 соответственно по отдельности нагнетают в месторождение через одну или несколько нагнетательных скважин. Речь при этом идет о тех нагнетательных скважинах, которые на стадии (1) используют для закачки пара.
При этом нагнетание выполняют таким образом, чтобы оба состава после закачки в пласт имели возможность смешаться друг с другом.
Составы F1 и F2
Согласно изобретению составы F1 и F2 состоят из специфических химических компонентов, благодаря чему после подземного перемешивания и нагревания до минимальной температуры Т>50°С, происходящего под действием теплоты месторождения, они образуют вязкие гели, в то время как находясь в раздельном, неперемешанном состоянии указанные составы не способны образовывать гели, в том числе и под действием теплоты месторождения. Образующиеся вязкие гели закупоривают полости в нефтяном пласте, а, следовательно, блокируют пути течения через него воды и/или пара.
Согласно изобретению
Помимо воды указанные составы при необходимости дополнительно могут содержать другие смешивающиеся с водой органические растворители. Примерами подобных растворителей являются спирты. Однако составы (F) как правило должны содержать по меньшей мере 80% масс., предпочтительно по меньшей мере 90% масс., особенно предпочтительно по меньшей мере 95% масс. воды в пересчете на сумму всех растворителей состава. Еще более предпочтительно в составах (F) должна присутствовать только вода.
Под водорастворимыми солями алюминия(III) подразумевают, например, хлорид алюминия, бромид алюминия, нитрат алюминия, сульфат алюминия, ацетат алюминия или ацетилацетонат алюминия. Речь может идти также об уже частично гидролизованных солях алюминия(III), например, таких как гидроксихлорид алюминия. Очевидно, можно использовать также смеси нескольких разных соединений алюминий. Показатель рН состава F1 составляет <5, предпочтительно <4,5, особенно предпочтительно <4. Предпочтительно используют хлорид алюминия(III) и/или нитрат алюминия(III). Растворенные в воде соли алюминия(III) при смешивании с основаниями образуют содержащие воду труднорастворимые гели.
Содержащиеся в составе F2 водорастворимые активаторы при нагревании в водной среде до температуры выше 50°С выделяют свободные основания и, таким образом, обеспечивают повышение показателя рН раствора. В качестве водорастворимых активаторов можно использовать, например, мочевину, а также водорастворимые замещенные мочевины, такие как N,N'-алкилмочевины, в частности, N-метилмочевину, N,N'-диметилмочевину или N,N'-диметилолмочевину. Мочевина и указанные производные мочевины гидролизуются в водной среде до аммиака, соответственно аминов и диоксида углерода. Скорость гидролиза, очевидно, зависит от температуры, причем по мере повышения температуры гидролиз всегда протекает с более высокой скоростью. Очевидно, можно использовать также смеси нескольких разных активаторов. В предпочтительном варианте осуществления изобретения в качестве активатора используют мочевину. Помимо указанных выше активаторов составы, очевидно, могут дополнительно содержать другие водорастворимые активаторы.
Составы F1 или F2 могут содержать также другие компоненты, способные ускорять или замедлять гелеобразование. Примерами подобных компонентов являются другие соли или нафтеновые кислоты. Кроме того, составы F1 или F2 могут содержать также загущающие добавки, например, полимеры с загущающим действием.
После смешивания составов F1 и F2 и нагревания смеси до температур выше 50°С вследствие повышения показателя рН образуются высоковязкие, нерастворимые в воде гели, которые содержат ионы металлов, ионы гидроксидов, а также при необходимости другие компоненты. В случае использования соединений алюминия может образоваться гидроксид алюминия, соответственно гель гидратированного оксида алюминия, которые, очевидно, могут содержать также другие компоненты, например, такие как анионы используемой соли алюминия.
В предпочтительном варианте целесообразным является использование в составе F1 солей алюминия(III), соответственно частично гидролизованных солей алюминия(III), в количестве от 3 до 30% масс., предпочтительно от 5 до 25% масс., в пересчете на сумму всех компонентов состава, причем указанные данные относятся к безводным соединениям металлов.
Кроме того, целесообразным является использование в составе F2 водорастворимого(-ых) активатора(-ов) в количестве от 3 до 60% масс., предпочтительно от 10 до 45% масс. в пересчете на сумму всех компонентов состава.
В связи с этим концентрацию активатора следует рассчитывать таким образом, чтобы количество образующегося из него основания оказалось достаточным для снижения показателя рН до такого уровня, при котором становилось бы возможным фактическое осаждение геля. В случае использования солей алюминия(III) расчетное количество активатора должно быть по меньшей мере таким, чтобы на моль алюминия(III) приходилось три моля образующегося свободного основания. В случае использования частично гидролизованных солей алюминия (III) может оказаться достаточным также меньшее количество активатора, зависящее от степени гидролиза соли алюминия (III).
Зная концентрацию компонентов, в принципе можно определять также промежуток времени после смешивания составов F1 и F2 до гелеобразования (время до наступления гелеобразования), однако при этом следует учитывать, что составы F1 и F2 могут смешиваться в нефтяном пласте неполностью, в связи с чем результаты подобного расчета будут отличаться определенной неточностью. Чем выше концентрация активатора, тем выше скорость гелеобразования при данной концентрации соединения металла. Специалисты могут использовать указанную взаимосвязь для целенаправленного увеличения или сокращения времени до наступления гелеобразования.
В таблице 1 в качестве примера приведено время до наступления гелеобразования для гелеобразующей смеси в зависимости от температуры, причем гелеобразующая смесь получена путем смешивания составов F1 и F2. При этом состав F1 содержит 16% масс. хлорида алюминия (в расчете на безводный хлорид алюминия) и 84% масс. воды, в то время как состав F2 содержит 50% масс. мочевины и 50% масс. воды. Таким образом, смесь указанных составов содержит 8% масс. хлорида алюминия, 25% масс. мочевины и 67% масс. воды.
Таблица 1 Время до наступления гелеобразования при варьируемых температурах
| Температура, °С | 100 | 90 | 80 | 70 | 60 |
| Время гелеобразования [дни] | 1/4 | 1 | 3 | 6 | 30 |
В таблице 2 приведено время до наступления гелеобразования для разных смесей, содержащих хлорид алюминия (в расчете на безводный продукт), мочевину и воду, при 100°С, соответственно при 110°С. Как следует из приведенных в таблице данных, по мере уменьшения количества активатора (мочевины) время до наступления гелеобразования всегда возрастает.
| Таблица 2 | ||||||
| Время до наступления гелеобразования | ||||||
| Содержание хлорида алюминия в составе F1 [% масс.] | Содержание мочевины в составе F2 [% масс.] | Концентрация компонентов в смеси составов F1 и F2, [% масс.] | Массовое отношение хлорида алюминия к мочевине | Время до наступления гелеобразования, [ч] | ||
| Хлорид алюминия | Мочевина | 100°С | 110°С | |||
| 8 | 32 | 4 | 16 | 1:4 | 4,0 | - |
| 8 | 24 | 4 | 12 | 1:3 | 4,3 | - |
| 8 | 16 | 4 | 8 | 1:2 | 7,3 | - |
| 8 | 8 | 4 | 4 | 1:1 | 19,0 | - |
| 16 | 60 | 8 | 30 | 1:3,75 | 5,3 | 2 |
| 4 | 15 | 2 | 7,5 | 1:3,75 | - | 8 |
| 16 | 48 | 8 | 24 | 1:3 | 5,% | - |
| 16 | 32 | 8 | 16 | 1:2 | 8,3 | - |
| 16 | 16 | 8 | 8 | 1:1 | 18,0 | - |
| 16 | 12 | 8 | 6 | 1:0,75 | 23,0 | - |
| “-„ отсутствие измерения; данные в % масс. относятся к сумме всех компонентов водных составов F1 и F2, соответственно их смесей) | ||||||
Указанные гели на основе солей алюминия и мочевины можно использовать также при более высоких температурах. Результаты измерения времени до наступления гелобразования для гелеобразующего состава в виде солей алюминия и мочевины при повышенных температурах представлены на Фиг. 2 (с. 39) статьи Л.К. Алтуниной и В.А.Кувшинова, опубликованной в журнале Oil & Gas Science and Technology - Rev. IFP, том 63 (2008) (1), ее. 37-48. Гелеобразование при 150°С наступает через 40 минут, при 200°С через 20 минут и при 250°С через 10 минут. В патенте США US 7273101 B2 описано применение смесей частично гидролизованного хлорида алюминия, например, Al2(ОН)2Cl⋅2,5H2O, с мочевиной, соответственно производными мочевины, например, такими как диметилмочевина, для формирования гелей. Смеси дополнительно могут содержать неорганические частицы, в частности, тонкодисперсный диоксид кремния, соответственно покрытый соединениями алюминия диоксид кремния. Как следует из цитируемого документа, время до наступления гелеобразования в температурном интервале от 45 до 140°С можно устанавливать в диапазоне от 12 до 96 часов.
Преимущество описанных выше составов, содержащих соли алюминия и активаторы, состоит в том, что из них образуются неорганические гели. Подобные гели остаются стабильными до температуры 300°С, в связи с чем они особенно пригодны для месторождений с очень высокими температурами, такими как рассматриваемые в настоящем описании месторождения после закачки пара. Кроме того, неорганические гели при необходимости можно чрезвычайно легко вновь удалить из пласта путем закачки в пласт кислоты и растворения гелей.
Проведение стадии (2)
Согласно изобретению по меньшей мере два состава F1 и F2 соответственно по отдельности нагнетают в месторождение через одну или несколько нагнетательных скважин, причем смешивание указанных составов происходит под землей. После закачки составов F1 и F2 как правило осуществляют заводнение соответствующих скважин.
При этом составы должны смешиваться друг с другом только после прохождения через первую окружающую нагнетательную скважину горячую зону, а, следовательно, они фактически достигают высокопроницаемых зон в пласте и преждевременно не образуют гелей.
Для осуществления указанного условия рекомендуется путем выполнения известных технических мероприятий уменьшать роль скинэффекта скважины и выполнять закачку составов F1 и F2 с максимальной скоростью при максимальном давлении. Благодаря этому обеспечивают быстрое прохождение составов через наиболее горячую зону, расположенную непосредственно вокруг нагнетательной скважины.
Кроме того, как указано выше, перед закачкой составов F1 и F2 может быть целесообразным некоторое охлаждение пласта в ближней к скважине зоне, реализуемое, например, путем заводнения. Рекомендуется также для подмешивания к составам F1 и F2, а также для при необходимости выполняемого заводнения нефтяного пласта использовать воду с пониженной температурой, в частности, с температурой менее 20°С. Температура закачиваемых составов F1, соответственно F2, перед закачкой, то есть перед входом в буровую скважину, должна быть выше точки замерзания раствора менее чем на 40°С, предпочтительно менее чем на 20°С особенно предпочтительно менее чем на 10°С, особенно предпочтительно не более чем 5°С.
В другом варианте осуществления изобретения между закачкой составов F1 и F2, соответственно F2 и F1, в соответствующую скважину закачивают порцию воды. Объем закачиваемой порции воды не должен превышать объем закачиваемой вслед за ней порции состава F1 или F2, а предпочтительно должен быть меньше него. Объем порции закачиваемой воды может составлять, в частности, от 40 до 100%, предпочтительно от 40 до 80%, особенно предпочтительно от 40 до 60% объема закачиваемой вслед за ним порции состава F1 или F2.
В другом предпочтительном варианте осуществления изобретения сначала закачивают состав F2, в частности, состав, содержащий водорастворимый активатор, в частности, мочевину, а затем по меньшей мере один состав F1. На начальной стадии гидролиза мочевины до диоксида углерода и аммиака образуются газовые пузырьки, которые повышают вязкость состава F2. Благодаря этому облегчается его смешивание с закачиваемым затем составом F1.
При осуществлении изобретения в соответствии с указанным выше вариантом состав F2 может содержать повышающую вязкость добавку, например, водорастворимый загущающий полимер, количество которого должно быть таким, чтобы вязкость состава F2 в условиях месторождения была несколько выше вязкости закачиваемого вслед за ним состава F1. Примерами подобных загущающих полимеров являются полиакриламиды, микрогели на основе полиакриламида или биополимеры. Благодаря несколько более высокой вязкости первой нагнетаемой порции состава F2 скорость ее перемещения в нефтяном пласте несколько ниже скорости перемещения закачиваемого позже состава F1. В связи с этим состав F1 может особенно эффективно проникать во фронт перемещающегося состава F2 и смешиваться с последним. Вязкость закачиваемого в нефтяной пласт состава F2 как правило должна превышать вязкость закачиваемого перед ним состава F1 на величину, не превышающую 30%, например, на величину от 10 до 30%.
Для максимально эффективного блокирования высокопроницаемых зон нефтяных пластов необходимо, чтобы составы F1 и F2 максимально полно смешивались друг с другом в нефтяном пласте. Однако в случае протекания процесса гелеобразования с высокой скоростью, что прежде всего относится к повышенным температурам нефтяного пласта, уже состоявшееся гелеобразование может затруднять достижение полного смешивания указанных составов.
Пример подобной ситуации показан на Фиг. 3. В верхней половине этого чертежа схематически показано течение состава F1 и нагнетаемого вслед за ним состава F2 через высокопроницаемую область (2) нефтяного пласта. Высокопроницаемая область (2) окружена окрашенной в серый цвет низкопроницаемой областью (1). Как только состав F2 достигнет состава F1, на поверхности их раздела начинает формироваться гель (нижняя половина чертежа). Соответствующая гелевая пробка препятствует по меньшей мере дальнешему смешиванию составов F1 и F2. При этом большая часть первоначально введенного в нефтяной пласт состава будет бесполезно распределяться в нем.
В соответствии с этим в другом предпочтительном варианте осуществления изобретения составы закачивают в виде трех порций в последовательности «порция состава F2 - порция состава F1 - другая порция состава F2» или «порция состава F1 - порция состава F2 - другая порция состава F1».
Пример подобного варианта осуществления изобретения и его преимущества показаны на Фиг. 4, 5, 6 и 7. На Фиг. 4 схематически показана последовательная закачка составов в виде трех порций F1, F2 и F1. Смешивание указанных порций сопровождается образованием гелевых пробок на обеих поверхностях раздела составов F1 и F2 (Фиг. 5). Состав F2 оказывается заблокирован между двумя гелевыми пробками, то есть он утрачивает способность перемещаться. Под напором дополнительно закачиваемой воды вторая порция F1 может проникать в менее проницаемую область, а из нее в зону местонахождения состава F2 (Фиг. 6). Направление течения второй порции F1 показано на Фиг. 6 стрелками 3. В результате этого образуется более крупная гелевая пробка (4) (Фиг. 7). Вышесказанное относится также к закачке составов в последовательности F2-F1-F2.
Описанный выше предпочтительный вариант осуществления изобретения в принципе можно использовать при любой температуре нефтяного пласта. Однако он особенно пригоден в том случае, если температура нефтяного пласта в месте смешивания составов составляет более 80°С, в частности, более 100°С, прежде всего более 120°С. Так, например, указанная температура может находиться в диапазоне от 80 до 200°С, от 100 до 200°С, от 120 до 200°С, от 80 до 150°С или от 100 до 150°С.
Предпочтительной является последовательность закачки составов F2-F1-F2, то есть сначала в нефтяной пласт закачивают водорастворимый активатор, в частности, мочевину. Мочевина растворяется в воде с поглощением тепла, в связи с чем температура состава F2 при растворении в воде снижается на величину от 10 до 15°С. При этом предпочтительно можно закачивать холодный раствор. Предпочтительно следует нагнетать состав F2 с температурой менее 20°С, особенно предпочтительно менее 15°С, еще более предпочтительно менее 10°С.
В качестве альтернативы три порции F1, F2, F1 или F2, F1, F2 закачивают в нефтяной пласт последовательно, причем вязкость возрастает при переходе от первого закачиваемого состава к третьему. Для подобного повышения вязкости можно использовать повышающие вязкость добавки, в частности, загущающие полимеры. Повышение вязкости в указанной последовательности способствует предотвращению преждевременного смешивания составов. При более высоких температурах обычно используемые для повышения вязкости полимеры утрачивают загущающее действие. Как только составы нагреются под влиянием теплоты нефтяного пласта, их вязкость выравнивается, и они могут смешиваться друг с другом, как описано выше.
Стадия (3)
По завершении стадии (2) на последующей стадии (3) продолжают добычу нефти по меньшей мере через одну добывающую скважину. Добычу нефти можно продолжать непосредственно по завершении стадии (2) или при необходимости после кратковременного перерыва, длительность которого составляет, например, от одного до трех дней.
Добычу нефти предпочтительно можно продолжать обычными методами, закачивая вытесняющую среду в нефтяное месторождение по меньшей мере через одну нагнетательную скважину и отбирая сырую нефть по меньшей мере через одну добывающую скважину. В качестве вытесняющей среды можно использовать, в частности, диоксид углерода, воду и/или пар, предпочтительно пар. При этом под по меньшей мере одной нагнетательной скважиной подразумевают нагнетательные скважины, уже использованные для закачки составов F1 и F2, или упорядоченные пригодным образом другие нагнетательные скважины.
Добычу нефти, очевидно, можно продолжать также другими известными специалистам методами. Так, например, в качестве вытесняющей среды можно использовать также вязкие растворы содержащих силикат продуктов или загущающих полимеров. При этом можно использовать синтетические полимеры, например, такие как полиакриламид или сополимеры акриламида. Кроме того, можно использовать также биополимеры, например, такие как некоторые полисахариды. При этом вязкость водной вытесняющей среды устанавливают таким образом, чтобы она превышала вязкость последнего закачиваемого состава F1 или F2.
Кроме того, непосредственно после осуществления стадии (3), очевидно, возможна повторное проведение стадий (2) и (3). Подобную повторное проведение можно выполнять по истечении обычных промежутков времени, например, через год, или, в случае закачки пара, после регистрации его проскока.
Преимущества способа
Новый способ добычи нефти обладает следующими преимуществами по сравнению с известными технологиями:
Новый способ является экономичным, его осуществление не требует использования новых химических продуктов, он основан на применении обычных технических средств и позволяет эффективно модифицировать профиль приемистости продуктивных нефтяных пластов, обладающих высокими и очень высокими температурами.
Другие варианты осуществления способа
Стадию (2) не обязательно следует осуществлять непосредственно после закачки в нефтяной пласт пара. Преимущества предлагаемого в изобретении способа проявляются также в том случае, если температура нагнетательной скважины вследствие воздействия природных факторов превышает 90°С и, например, находится в интервале от 90 до 150°С, предпочтительно от 100 до 150°С. Добычу нефти из подобных месторождений как правило можно осуществлять путем простого заводнения нефтяного пласта. В случае если месторождение характеризуется также сравнительно низкой проницаемостью, соответствующие скорости закачки при данном давлении окажутся низкими. В подобном случае закачка обычных термогелей вследствие низкой скорости их течения сопряжена с опасностью образования геля нагнетаемыми составами непосредственно в нагнетательных скважинах, что относится также к температурам от 100 до 150°С. Этого можно избежать благодаря проведению предлагаемой в изобретении стадии (2), в соответствии с которой в нефтяной пласт закачивают по меньшей мере два разных состава F1 и F2. Возможные варианты проведения стадии (2) указаны выше. При этом обычно рекомендуется непосредственно после закачки порций F1 и F2 осуществлять закачку порции воды, объем которой примерно в 2-3 раза превышает общий объем закачиваемых составов F1 и F2.
В другом варианте осуществления предлагаемого в изобретении способа можно использовать также технологию циклической закачки пара в месторождение и нефтедобычи (так называемый метод Huff & Puff). Метод Huff & Puff включает три технологические фазы (закачку в скважину пара, перерыв и добычу нефти), которые осуществляют в циклической последовательности. Первой фазе соответствует нагнетание в месторождение пара. В связи с неоднородностью параметров месторождения пар распространяется внутри продуктивного пласта неравномерно и может проникать также в боковые породы, если они характеризуются трещиноватостью. Для предотвращения подобного явления и повышения эффективности заводнения после закачки примерно от 20 до 50% общего объема пара первую фазу прерывают и в горячую скважину последовательно закачивают составы F1 и F2. При необходимости можно осуществлять также последующую закачку воды. Затем вновь осуществляют закачку пара, нагнетая в месторождение его остальное количество (от 50 до 80%).
Приведенные ниже примеры служат для более подробного пояснения настоящего изобретения.
Лабораторные исследования заводнения активной зоны
Предлагаемый в изобретении способ проводят в модельном эксперименте. Для этого в трубу запрессовывают рыхлый материал нефтеносного слоя из находящегося на северо-востоке Германии нефтяного месторождения.
Проницаемость указанного материала составляет от 1 до 12 Дарси. Концы заполненной указанным материалом трубы снабжают устройствами для закачки и отбора жидкостей, и посредством нагревателя нагревают трубу до 200°С. На первой стадии в слой закачивают пресную воду, в то время как на другом конце трубы осуществляют ее отбор в количестве, превышающем объем пор в 3,9 раза. Затем в слой последовательно закачивают состав F2 (раствор 40% масс. мочевины в воде) в количестве 0,2 от объема пор, порцию воды в количестве 0,1 от объема пор, состав F1 в виде смеси 30% масс. водного раствора полиалюминийхлорида (Aln(OH)mCl3n-m, содержание алюминия 9,15% масс., рН<1, Alustar® 1010 L, фирма Applied Chemicals) с 70% масс. воды в количестве 0,2 от объема пор, затем вновь порцию воды в количестве 0,2 от объема пор и порцию состава F2 в количестве 0,2 от объема пор. После 18-часового перерыва при постоянной температуре 200°С продолжают заводнение моделирующего нефтяной пласт слоя.
Результаты эксперимента представлены на Фиг. 2. На Фиг. 2 показан элюируемый объем (скорость фильтрации), а также градиент давления в зависимости от закачиваемого объема. Началу закачки соответствует низкий градиент давления. Сильный рост градиента давления (с 0,073 бар/м до уровня от 43,6 до 53,9 бар/м) наблюдается лишь после полной закачки соответственно составов F1 и F2. Одновременно наблюдается резкое сокращение отбора воды.
Применение способа в условиях нефтяного месторождения
Ниже приведен пример одного из вариантов осуществления предлагаемого в изобретении способа.
Речь при этом идет о типичном месторождении вязкой нефти. Месторождение, в которое уже в течение нескольких месяцев закачивают пар, снабжено одной нагнетательной скважиной и несколькими добывающими скважинами. Температура пара составляет от 280 до 320°С. Для некоторых сообщающихся с нагнетательной скважиной добывающих скважин регистрируют быструю эксплуатационную обводненность. Месторождение рассечено геологическими трещинами и характеризуется неравномерной проницаемостью. Вокруг нагнетательной скважины образована экстремально горячая зона радиусом около 10 метров, примерная температура которой составляет от 240 до 250°С.
В течение определенного промежутка времени осуществляют закачку пара. Для охлаждения и промывки скважины сначала закачивают от 100 до 200 кубометров воды с температурой 5°С.
Для модифицирования профиля приемистости месторождения и блокирования высокопроницаемых зон в нефтеносном слое на поверхности в резервуаре осуществляют приготовление первой порции состава F2 (40% масс. мочевины в воде). Для этой цели можно использовать пресную воду, морскую воду или пластовую воду. Используя обычное технологическое оборудование, в месторождение через нагнетательную скважину закачивают 50 кубометров состава F2. Первая порция состава F2 обладает низкой вязкостью и перемещается преимущественно через высокопроницаемые области месторождения.
Затем в месторождение закачивают 50 кубометров воды. Первая порция состава F2 под действием давления закачиваемой воды приходит в движение и перемещается из нагнетательной скважины внутрь месторождения. Под действием тепла месторождения, температура в котором вследствие закачки воды в высокопроницаемые «каналы» в течение короткого промежутка времени снижается почти до 200°С, возрастает также температура закачанного состава F2. Вследствие образования газов (начинающейся деструкции мочевины) наблюдается некоторое повышение вязкости состава F2, которое, однако, не сопровождается образованием геля.
После закачки воды через нагнетательную скважину закачивают 50 кубометров состава F1 (30% масс. хлорида алюминия(III) или нитрата алюминия(III)). Затем вновь закачивают 50 кубометров воды и непосредственно после этого еще 50 кубометров указанного выше состава F2. Подобный цикл повторяют без перерывов трижды, то есть в последовательности «50 кубометров воды - 50 кубометров состава F2 - 50 кубометров воды - 50 кубометров состава F1». Таким образом, суммарно закачивают 200 кубометров состава F2 и 200 кубометров состава F1.
Благодаря реализации описанных выше технических мероприятий в нефтеносном слое образуются несколько отграниченных зон состава и вытесняющей воды.
При вытеснении отграниченных зон состава мочевина и соль металла удерживаются (адсорбируются) породой при одновременном разбавлении, приводящем к снижении концентрации действующих веществ в отграниченных зонах.
Кроме того, под влиянием теплоты месторождения начинается гидролиз мочевины до аммиака и диоксида углерода. Образующиеся газы частично растворяются в воде и повышают ее показатель рН, а, кроме того, они образуют с водой газовые эмульсии или пеноподобные микроструктуры. Это обусловливает снижение подвижности первой отграниченной зоны, в основном образованной составом F2. Подвижность первой отграниченной зоны можно уменьшить также благодаря введению в первую порцию состава F2 повышающих вязкость добавок.
Благодаря удержанию (адсорбции) мочевины нефтеносным слоем, а также пониженной подвижности водного раствора мочевины нагнетаемая позже порция состава F1 (водного раствора соли металла) перемещается, достигая первой отграниченной зоны, то есть вступает в контакт с водой, которая обладает повышенным показателем рН. В результате происходящего в нефтеносном слое смешивания первой и второй отграниченных зон в высокопроницаемой области месторождения в течение нескольких минут образуется зона геля. Функцией третьей отграниченной зоны, также образуемой составом F2 (раствором мочевины), является полное использование соли металла, оставшейся в порах породы в процессе вытеснения вследствие удержания. Благодаря выбору высокой концентрации составов гелеобразование происходит также при многократном разбавлении составов в породе посредством пластовой воды и нагнетаемой в пласт воды. Закачка и вытеснение третьей отграниченной зоны обеспечивают снижение проницаемости других высокопроницаемых зон, находящихся между зоной образовавшегося геля и нагнетательной скважиной.
Варьирование объема нагнетаемых порциями составов F1 и F2, а также нагнетаемой воды позволяет регулировать расстояние между нагнетательной скважиной и зоной образовавшегося геля.
При наступлении гелеобразования возрастает также давление закачки. После начала повышения давления закачки в течение промежутка времени от одного до двух дней осуществляют заводнение нефтяного пласта. Затем продолжают заводнение нефтяного пласта или переходят к закачке водяного пара. После блокирования высокопроницаемых участков под действием вытесняющей среды формируются новые пути заводнения на других участках нефтеносного слоя, благодаря чему из пласта добывают дополнительную нефть.
Claims (23)
1. Способ добычи нефти из подземных нефтяных месторождений, имеющих по меньшей мере одну нагнетательную скважину и по меньшей мере одну добывающую скважину, включающий по меньшей мере следующие стадии:
(1) закачку пара по меньшей мере в одну нагнетательную скважину и отбор нефти по меньшей мере через одну добывающую скважину, причем температура нагнетательной скважины по завершении стадии (1) составляет от 90 до 320°С,
(2) блокирование высокопроницаемых зон нефтяного месторождения в области между указанной по меньшей мере одной нагнетательной скважиной и указанной по меньшей мере одной добывающей скважиной путем закачки через указанную по меньшей мере одну нагнетательную скважину содержащих воду и химические компоненты водных составов, которые после закачки в месторождение способны образовать гели под действием температуры месторождения, и
(3) продолжение добычи нефти через указанную по меньшей мере одну добывающую скважину,
отличающийся тем, что стадию (2) проводят путем раздельной последовательной закачки в месторождение соответственно по меньшей мере
• кислого состава F1, содержащего по меньшей мере воду, а также водорастворимую соль алюминия (III) и/или частично гидролизованную соль алюминия (III) в количестве от 3 до 30 мас.% (относительно безводных соединений алюминия) в пересчете на сумму всех компонентов состава, и
• состава F2, содержащего по меньшей мере воду и по меньшей мере один водорастворимый активатор в количестве от 3 до 60 мас.% в пересчете на сумму всех компонентов состава, который при нагревании до температуры выше 50°С способствует повышению показателя рН и является соединением, выбранным из группы, включающей мочевину и водорастворимые замещенные мочевины,
при условии, что температуры закачиваемых составов F1 и F2 перед закачкой составляют менее чем 40°С,
причем указанные составы после закачки в нефтяной пласт смешиваются друг с другом и в результате нагревания, обусловленного теплотой месторождения, образуют вязкие гели.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что солью алюминия (III) является хлорид алюминия или нитрат алюминия.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что содержащимся в составе F2 водорастворимым активатором является мочевина.
4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что концентрация соединений алюминия (III) в составе F1 составляет от 5 до 25 мас.% в пересчете на безводные соединения алюминия (III).
5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что концентрация водорастворимых активаторов в составе F2 составляет от 10 до 45 мас.%.
6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что поочередно закачивают три порции составов в последовательности F1-F2-F1 или F2-F1-F2.
7. Способ по п. 6, отличающийся тем, что для вязкости η закачиваемых трех порций составов действительно отношение η(F1)<η(F2)<η(F1), соответственно η(F2)<η(F1)<η(F2), причем вязкость устанавливают с помощью повышающих вязкость добавок.
8. Способ по п. 6, отличающийся тем, что составы закачивают в последовательности F2-F1-F2.
9. Способ по п. 8, отличающийся тем, что температура первого закачиваемого состава F2 составляет менее 20°С.
10. Способ по п. 7, отличающийся тем, что повышающая вязкость добавка представляет собой по меньшей мере одну добавку, выбранную из группы полиакриламидов, включающих акриламид сополимеров или ксантанов.
11. Способ по п. 1, отличающийся тем, что между закачкой составов F1 и F2 закачивают порцию воды.
12. Способ по п. 1, отличающийся тем, что между стадиями (1) и (2) закачивают порцию воды.
13. Способ по п. 1, отличающийся тем, что добычу нефти на стадии (3) продолжают путем закачки пара.
14. Способ по одному из пп. 1-12, отличающийся тем, что добычу нефти на стадии (3) продолжают путем закачки водного раствора полимера с загущающим действием.
15. Способ по п. 14, отличающийся тем, что вязкость η закачиваемого раствора полимера выше вязкости закачанного последним состава F1 или F2.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EP10186420.5 | 2010-10-04 | ||
| EP10186420 | 2010-10-04 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2011140218A RU2011140218A (ru) | 2013-04-10 |
| RU2614827C2 true RU2614827C2 (ru) | 2017-03-29 |
Family
ID=43531789
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011140218A RU2614827C2 (ru) | 2010-10-04 | 2011-10-04 | Способ добычи нефти из подземных нефтяных месторождений |
Country Status (3)
| Country | Link |
|---|---|
| EP (1) | EP2436748B1 (ru) |
| CA (1) | CA2754554C (ru) |
| RU (1) | RU2614827C2 (ru) |
Families Citing this family (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2014173690A1 (de) * | 2013-04-24 | 2014-10-30 | Wintershall Holding GmbH | Verfahren zur förderung von hochviskosen ölen oder bitumen |
| CN103275687B (zh) * | 2013-05-24 | 2015-07-08 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种稠油冷采剂、其制备方法及其应用 |
| CN104910888B (zh) * | 2014-03-12 | 2017-12-29 | 西安石油大学 | 清洁稠油降解催化体系的制备与应用 |
| CN103849368B (zh) * | 2014-03-12 | 2016-03-30 | 西安石油大学 | 稠油热裂解催化体系的制备与应用 |
| US10012064B2 (en) | 2015-04-09 | 2018-07-03 | Highlands Natural Resources, Plc | Gas diverter for well and reservoir stimulation |
| US10344204B2 (en) | 2015-04-09 | 2019-07-09 | Diversion Technologies, LLC | Gas diverter for well and reservoir stimulation |
| US10982520B2 (en) | 2016-04-27 | 2021-04-20 | Highland Natural Resources, PLC | Gas diverter for well and reservoir stimulation |
| CN109915069A (zh) * | 2019-03-21 | 2019-06-21 | 新疆中凌工程技术有限公司 | 一种弱固结油砂储层扩容用高温封堵结构及其封堵方法 |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4175618A (en) * | 1978-05-10 | 1979-11-27 | Texaco Inc. | High vertical and horizontal conformance thermal oil recovery process |
| US4889563A (en) * | 1985-07-02 | 1989-12-26 | Dowell Schlumberger Incorporated | Process for retarding and controlling the formation of gels or precipitates derived from aluminium and corresponding compositions, plus the corresponding applications-in particular regarding oil wells |
| SU1654554A1 (ru) * | 1989-01-09 | 1991-06-07 | Институт химии нефти СО АН СССР | Состав дл повышени нефтеотдачи |
| RU2061856C1 (ru) * | 1992-06-30 | 1996-06-10 | Институт химии нефти СО РАН | Способ регулирования разработки нефтяного месторождения с разнопроницаемыми пластами |
| RU2066743C1 (ru) * | 1993-02-08 | 1996-09-20 | Институт химии нефти СО РАН | Состав для повышения нефтеотдачи пластов |
| RU2076202C1 (ru) * | 1994-10-18 | 1997-03-27 | Институт химии нефти СО РАН | Состав для изоляции водопритока к скважинам и повышения нефтеотдачи |
| RU2143551C1 (ru) * | 1997-12-05 | 1999-12-27 | Научно-исследовательский институт "Нефтеотдача" | Состав для повышения нефтеотдачи |
| RU2382174C1 (ru) * | 2008-06-04 | 2010-02-20 | Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук | Способ изоляции зон поглощения в скважине |
Family Cites Families (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3730272A (en) * | 1971-05-17 | 1973-05-01 | Shell Oil Co | Plugging solution precipitation time control |
| US4141416A (en) | 1976-05-24 | 1979-02-27 | Union Oil Company Of California | Enhanced oil recovery using alkaline sodium silicate solutions |
| FR2604989B1 (fr) * | 1986-10-08 | 1988-12-09 | Schlumberger Cie Dowell | Procede pour retarder et controler la formation de gels ou precipites de derives d'aluminium, compositions correspondantes et applications notamment a l'exploitation de puits petroliers |
| GB2392460B (en) | 2002-08-29 | 2006-02-08 | Schlumberger Holdings | Delayed-gelation solution |
| US20080035344A1 (en) | 2006-08-07 | 2008-02-14 | Nadir Odeh | Delayed polyacrylamide-co-aluminum hydroxyl chloride gel |
| 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 |
| RU2338768C1 (ru) | 2007-03-15 | 2008-11-20 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания (ОАО РИТЭК) | Реагент для изоляции притока пластовых вод |
| RU2361074C2 (ru) | 2007-04-09 | 2009-07-10 | Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук | Способ разработки залежей высоковязких нефтей (варианты) |
-
2011
- 2011-09-29 EP EP20110183222 patent/EP2436748B1/de not_active Not-in-force
- 2011-10-03 CA CA2754554A patent/CA2754554C/en active Active
- 2011-10-04 RU RU2011140218A patent/RU2614827C2/ru active
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4175618A (en) * | 1978-05-10 | 1979-11-27 | Texaco Inc. | High vertical and horizontal conformance thermal oil recovery process |
| US4889563A (en) * | 1985-07-02 | 1989-12-26 | Dowell Schlumberger Incorporated | Process for retarding and controlling the formation of gels or precipitates derived from aluminium and corresponding compositions, plus the corresponding applications-in particular regarding oil wells |
| SU1654554A1 (ru) * | 1989-01-09 | 1991-06-07 | Институт химии нефти СО АН СССР | Состав дл повышени нефтеотдачи |
| RU2061856C1 (ru) * | 1992-06-30 | 1996-06-10 | Институт химии нефти СО РАН | Способ регулирования разработки нефтяного месторождения с разнопроницаемыми пластами |
| RU2066743C1 (ru) * | 1993-02-08 | 1996-09-20 | Институт химии нефти СО РАН | Состав для повышения нефтеотдачи пластов |
| RU2076202C1 (ru) * | 1994-10-18 | 1997-03-27 | Институт химии нефти СО РАН | Состав для изоляции водопритока к скважинам и повышения нефтеотдачи |
| RU2143551C1 (ru) * | 1997-12-05 | 1999-12-27 | Научно-исследовательский институт "Нефтеотдача" | Состав для повышения нефтеотдачи |
| RU2382174C1 (ru) * | 2008-06-04 | 2010-02-20 | Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук | Способ изоляции зон поглощения в скважине |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2011140218A (ru) | 2013-04-10 |
| EP2436748B1 (de) | 2013-06-05 |
| CA2754554C (en) | 2018-11-20 |
| CA2754554A1 (en) | 2012-04-04 |
| EP2436748A1 (de) | 2012-04-04 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2614827C2 (ru) | Способ добычи нефти из подземных нефтяных месторождений | |
| RU2544213C2 (ru) | Способ добычи нефти из подземных нефтяных месторождений | |
| US4643255A (en) | Gel and process for preventing loss of circulation, and combination process for enhanced recovery | |
| US4460751A (en) | Crosslinking composition and method of preparation | |
| US9945219B2 (en) | Process for producing mineral oil from underground mineral oil deposits | |
| CN109996930B (zh) | 处理井底地层带的方法 | |
| US11125064B2 (en) | Stimulation fluid injection method and NMR verification | |
| US11098564B2 (en) | Hydraulic fracturing using multiple fracturing fluids sequentially | |
| AU2014292151A2 (en) | Oil recovery method | |
| US9702235B2 (en) | Method of improving mineral oil production by heating the formation and forming gel | |
| US4811787A (en) | Method for reducing the permeability of underground strata during secondary recovery of oil | |
| CN105062444A (zh) | 高温体膨颗粒堵剂及其制备方法 | |
| RU2747855C2 (ru) | Способ добычи вязкой нефти из подземных месторождений | |
| RU2598672C2 (ru) | Способ добычи нефти из подземных нефтяных месторождений | |
| Qing et al. | Study and application of gelled foam for in-depth water shutoff in a fractured oil reservoir | |
| US3376926A (en) | Methods of placement of low ph silicic acid in carbonaceous geological formations | |
| US9260955B2 (en) | Method of reducing zone permeability by in-situ formation gel of urotropin and urea in an aqueous solution | |
| CN107603575A (zh) | 一种控水储层改造方法 | |
| Seright et al. | Effect of CR³+ on the rheology of xanthan formulations in porous media: Before and after gelation | |
| CN111108173A (zh) | 使用低总溶解固体量的盐水延迟聚合物胶凝 | |
| CN113969775A (zh) | 一种超深碳酸盐岩储层提高有效酸蚀缝长的方法及应用 | |
| RU2757943C1 (ru) | Состав для повышения нефтеотдачи пласта | |
| RU2781204C1 (ru) | Способ ограничения водопритока и прорыва газа в добывающих скважинах и гелеобразующий состав для его реализации | |
| RU2764512C1 (ru) | Способ обработки скважин при добыче газа из низкотемпературных, низкопроницаемых и заглинизированных пластов | |
| RU2347896C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения |