RU2719699C1 - Способ разработки неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта - Google Patents
Способ разработки неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2719699C1 RU2719699C1 RU2019119474A RU2019119474A RU2719699C1 RU 2719699 C1 RU2719699 C1 RU 2719699C1 RU 2019119474 A RU2019119474 A RU 2019119474A RU 2019119474 A RU2019119474 A RU 2019119474A RU 2719699 C1 RU2719699 C1 RU 2719699C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- development
- wood flour
- oil
- formation
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 35
- 230000035699 permeability Effects 0.000 title abstract description 17
- 238000011161 development Methods 0.000 title abstract description 9
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 41
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 38
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 claims abstract description 28
- 239000002023 wood Substances 0.000 claims abstract description 28
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims abstract description 25
- CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N magnesium oxide Inorganic materials [Mg]=O CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 18
- 239000000395 magnesium oxide Substances 0.000 claims abstract description 18
- AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N magnesium;oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[Mg+2] AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 18
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 claims abstract description 16
- WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K chromium(3+);triacetate Chemical compound [Cr+3].CC([O-])=O.CC([O-])=O.CC([O-])=O WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims abstract description 12
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 12
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims abstract description 10
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 claims abstract description 5
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 claims abstract description 5
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 claims abstract description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 10
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 10
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 23
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 23
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 7
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 20
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 description 7
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 description 7
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 7
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 6
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 6
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 5
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 4
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 4
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 4
- 239000012783 reinforcing fiber Substances 0.000 description 4
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 3
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 3
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 3
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 3
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 244000303965 Cyamopsis psoralioides Species 0.000 description 2
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L Magnesium chloride Chemical compound [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 2
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 229920002748 Basalt fiber Polymers 0.000 description 1
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 1
- 240000007049 Juglans regia Species 0.000 description 1
- 235000009496 Juglans regia Nutrition 0.000 description 1
- 229920006318 anionic polymer Polymers 0.000 description 1
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 1
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011651 chromium Substances 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000011152 fibreglass Substances 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 230000002045 lasting effect Effects 0.000 description 1
- 229910001629 magnesium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- VTHJTEIRLNZDEV-UHFFFAOYSA-L magnesium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Mg+2] VTHJTEIRLNZDEV-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000000347 magnesium hydroxide Substances 0.000 description 1
- 229910001862 magnesium hydroxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910044991 metal oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004706 metal oxides Chemical class 0.000 description 1
- 238000005192 partition Methods 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 1
- 239000010902 straw Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 235000020234 walnut Nutrition 0.000 description 1
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 description 1
- 239000012224 working solution 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
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/90—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds of natural origin, e.g. polysaccharides, cellulose
-
- 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
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
Abstract
Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может быть применено при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости заводненными пластами. В способе разработки неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта, включающем закачку в пласт гелеобразующего состава, содержащего полиакриламид, ацетат хрома и оксид магния в воде, гелеобразующий состав дополнительно содержит полисахарид гуар и древесную муку с размером частиц, не превышающим 1,2 мм, а его закачку осуществляют в виде водной дисперсии при следующем соотношении компонентов, мас.%: полиакриламид 0,5-1,0, гуар 0,1-0,2, ацетат хрома 0,04-0,06, оксид магния 0,02-0,05, древесная мука 0,02-0,2, вода остальное. Технический результат - повышение эффективности разработки неоднородного по проницаемости заводненного пласта путем повышения сдвиговой прочности состава. 2 табл.
Description
Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости заводненными пластами для регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничения водопритоков в добывающей скважине путем выравнивания проницаемостной неоднородности пласта.
Известен способ разработки гелеобразующих составов для повышения нефтеотдачи пластов (патент РФ №2180039, МПК Е21В 43/22, опубл. 27.02.2002 г.). Способ относится, в частности, к использованию гелеобразующих составов на основе полиакриламида и сшивателя для ограничения водопритоков в добывающих скважинах, регулирования охвата пласта и профиля приемистости нагнетательных скважин. Повышение эффективности технологии воздействия на пласт сшитыми полимерными системами осуществляется путем усовершенствования способа выбора гелеобразующих составов на основе полиакриламидов и сшивателей. В качестве реагентов-сшивателей используются соли трехвалентного хрома.
Недостатком способа является низкая структурная прочность образующихся вязкоупругих составов и вследствие этого, низкая эффективность повышения нефтеотдачи пластов.
Известен способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий закачку в пласт водного раствора анионного полимера типа полиакриламида и соли поливалентного катиона в виде ацетата хрома (патент РФ №2424426 МПК Е21В 43/22, C09K 8/90, опубл. 20.07.2011 г., Бюл. №20).
Дополнительно в водный раствор полимера вводят оксид магния при следующем соотношении компонентов в водном растворе, мас.%:
| полиакриламид | 0,3-1,0 |
| ацетат хрома | 0,03-0,1 |
| оксид магния | 0,015-0,07 |
| вода | остальное |
Способ эффективен в неоднородных терригенных коллекторах. С ростом проницаемостной неоднородности эффективность способа снижается.
Недостатком способа является низкая структурная прочность образующихся сшитых полимерных систем и, вследствие этого, низкая эффективность повышения нефтеотдачи пластов из-за разрушения сшитых полимерных систем, в результате повышения перепада давления при фильтрации жидкости в неоднородных пластах.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому изобретению, принятый за прототип, является способ разработки неоднородного нефтяного пласта (патент РФ №2541973 МПК Е21В 43/22, C09K 8/584, опубл. 20.02.2015 г. Бюл. №5), включающий закачку в пласт водного раствора полиакриламида, ацетата хрома, оксида магния, микроармирующего волокна, при следующей концентрации компонентов в растворе, мас.%:
| ПАА | 0,3-1,0, |
| ацетат хрома | 0,03-0,1, |
| оксид магния | 0,015-0,07, |
| указанное волокно | 0,1-0,5 |
| вода | остальное |
Недостатком способа является низкая сдвиговая прочность образующихся сшитых полимерных систем из-за крупных размеров армирующих волокон, необходимость предварительно обрабатывать волокно 1-5% раствором ПАВ, продолжительная технологическая пауза.
Технической задачей данного изобретения является повышение эффективности способа разработки неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта за счет ограничения водопритока в скважину, путем повышения сдвиговой прочности закачиваемого гелеобразующего состава, сокращения материальных и энергетических затрат и расширения технологических возможностей способа.
Техническая задача решается способом разработки неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта, включающим закачку в пласт гелеобразующего состава, содержащего полиакриламид, ацетат хрома и оксид магния, в воде.
Новым является то, что гелеобразующий состав дополнительно содержит полисахарид гуар и древесную муку с размером частиц, не превышающим 1,2 мм, а его закачку осуществляют в виде водной дисперсии при следующем соотношении компонентов, мас.%:
| полиакриламид | 0,5-1,0 |
| гуар | 0,1-0,2 |
| ацетат хрома | 0,04-0,06 |
| оксид магния | 0,02-0,05 |
| древесная мука | 0,02-0,2 |
| вода | остальное |
Для приготовления растворов гелеобразующего состава используют как пресную, так и минерализованную воду с общей минерализацией до 300 г/л, что значительно расширяет технологические возможности использования способа.
Для приготовления гелеобразующего состава используют полиакриламид (ПАА) по ТУ 2458-024-14023401-2012 с изм. №1, 2 или его аналоги, гуар (Г) по ТУ 2458-019-57258729-2006 или его аналоги, в качестве сшивателя используют ацетат хрома (АХ) по ТУ 2499-023-55373366-2011 с изм. №1-6. В качестве оксида двухвалентного металла оксид магния - MgO (ОМ) по ТУ-6-09-3023-79 или ИТС 21-2016 «Производство оксида магния, гидроксида магния, хлорида магния». В качестве наполнителя используют древесную муку (ДМ) по ГОСТ 16362-86 Мука древесная. Методы испытаний.
Сущность изобретения
С переходом на позднюю стадию разработки нефтяных залежей и с увеличением обводненности продукции большинства объектов, проблема водоограничения нефтяных пластов становится актуальной. Одним из способов водоограничения пластов является создание в пласте водонепроницаемого экрана из сшитых полимерных систем. В пласт закачивается гелеобразующий состав - полимерный раствор со сшивателем, в процессе сшивки образуется неподвижная сетчатая структура, которая закупоривает промытые водой зоны пласта, и поступление воды в эту зону прекращается.
Эффективность применения сшитых полимерных систем для повышения нефтеотдачи пласта определяется прочностью гелей, т.е. прочностью сетки образованной полимерным раствором и сшивателем. Для увеличения прочности сшитой полимерной системы в исходный раствор добавляется небольшое количество древесной муки. Древесная мука представляет собой мелкодисперсную смесь с частицами небольших размеров, максимальная величина которых не превышает 1,2 мм. Древесная мука доступный и дешевый продукт, который получают из сырья, которым может служить щепа, опилки, стружка и в последние годы стебли растений, солома, ореховые перегородки. Древесная мука равномерно распределяется во всем объеме гелеобразующего раствора, приобретающего сетчатую структуру в процессе сшивки комплексным сшивателем, и придает дополнительную прочность системе. В пористой среде прочность сетки характеризуется величиной начального напряжения сдвига, ниже которого фильтрация жидкости в пласте отсутствует. Благодаря высокой сдвиговой прочности гелеобразующий состав способен выдерживать напор пластовой воды из водонасыщенного пласта, и тем самым, ограничить приток воды, в результате снижается обводненность добываемой продукции, увеличивается добыча нефти. В результате снижения притока воды в скважину уменьшается нагрузка на насосное оборудование и, как следствие, уменьшаются энергетические затраты.
Гелеобразующий состав получают в поверхностных условиях смешением в закачиваемой воде полимеров полиакриламида, гуара и комплексного сшивателя и древесной муки. Комплексный сшиватель состоит из ацетата хрома и оксида магния. Затем гелеобразующий состав закачивается в скважину в виде водной дисперсии.
Первоначально гелеобразующий состав имеет невысокую исходную вязкость и поэтому легко проникает в пласт, в первую очередь, в высокопроницаемую зону пласта, откуда происходит приток воды в скважину. После закачки водной дисперсии в пласт, скважину останавливают на технологическую паузу продолжительностью до двух суток.
За время технологической паузы полимерный раствор полиакриламида и гуара под действием комплексного сшивателя начинает сшиваться, и со временем образуется сшитая неподвижная система, в которой распределены частицы древесной муки, которые дополнительно структурируют систему и, тем самым увеличивают ее сдвиговую прочность.
В отличие от армирующих волокон, длина которых имеет размеры от 3 до 100 мм, древесная мука по внешнему виду представляет собой тонкодисперсный порошок с размером частиц, максимальная величина которых не превышает 1,2 мм. Поэтому при приготовлении гелеобразующего состава для закачки по предлагаемому способу образуется дисперсия в воде полиакриламида, гуара, оксида магния в которой равномерно распределяется древесная мука во всем объеме. Равномерность распределения древесной муки повышается, если предварительно смешать в бункере все сухие компоненты (ПАА, гуар, ОМ, ДМ) и после этого дозировать смесь в воду. Полисахарид гуар повышает стабильность системы, дополнительно удерживая во взвешенном состоянии частицы древесной муки.
Кроме этого, отпадает необходимость в дополнительной обработке реагента дорогостоящими растворами ПАВ, для придания гидрофильности, что ведет к сокращению материальных затрат.
По прототипу распределение волокон в объеме гелеобразующего раствора происходит неравномерно, часть из них под действием силы тяжести начинает осаждаться на дне сосуда. В результате ухудшаются вязкоупругие свойства полученного геля, следовательно, и сдвиговая прочность сшитой системы. Из-за неравномерного распределения волокон некоторые части геля начинают разрушатся преждевременно под действием сдвигового напряжения в пласте и, как следствие, снижается водоизолирующая способность способа в целом.
Оптимальная концентрация древесной муки в гелеобразующем составе для регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и для водоограничения в добывающей скважине, должна находится в диапазоне 0,05-0,1%. Поскольку древесная мука не растворима в воде, с увеличением ее концентрации будет увеличиваться фильтрационное сопротивление при закачке дисперсии в пласт и при этом уменьшится объем закачиваемой дисперсии. Чем меньше объем закачиваемой дисперсии, тем меньше охват пласта воздействием, тем ниже эффективность способа разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта. В случае обработки пластов с проницаемостью 0,300 мкм2 и ниже рекомендуется добавлять в гелеобразующий состав древесную муку в концентрации 0,02-0,05% (по массе).
При проведении водоизоляционных работ в трещиноватых пластах с высокой приемистостью, содержание древесной муки может доходить до 0,2% (по массе) без всяких осложнений, связанных с низкой приемистостью скважины, что увеличивает технологические возможности способа. Проведено сравнительное тестирование структурной (сдвиговой) прочности гелеобразующего состава в условиях, приближенных к пластовым, путем измерения предельного напряжения сдвига, полученных сшитых систем на реометре «PVS - Brookfield» при скорости сдвига 1,3 с-1, при температуре 25°С и давлении 1 МПа, приведенных в таблице в таблице 1.
В таблице 1 приведены значения напряжения сдвига для составов, лежащих в основе предлагаемого способа, и по прототипу. По предлагаемому способу испытывались составы с разными концентрациями компонентов. Условные обозначения: волокно строительное микроармирующее (ВСМ); стекловолокно марки ЕС-350 (СВ); базальтовая фибра с размером частиц 3 мм (БВ-3).
Предельное напряжение сдвига, которое выдерживает система, не подвергаясь разрушению, по предлагаемому способу выше, чем у прототипа в 1,4-3,6 раза в зависимости от концентрации компонентов. Увеличение значения предельного напряжения сдвига системы происходит в результате дополнительного введения в гелеобразующий состав, полисахарида гуар и древесной муки с размером частиц, не превышающим 1,2 мм.
Повышение эффективности нефтеизвлечения из неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта за счет закачки гелеобразующего состава с повышенной сдвиговой прочностью оценивали на фильтрационных моделях пласта. В таблице 2 представлены основные условия и результаты вытеснения нефти из девонских кернов по предлагаемому и известному способу с использованием лабораторной установки ПИК-ОФС (ЗАО «Геологика), при строго одинаковой объемной подаче (1 см3/мин) жидкости. Использовались стандартные керны терригенных девонских пород диаметром 2,7-3,0 см и длиной 3,5-4,0 см. После закачки гелеобразующего раствора в керн, установка останавливается на технологическую паузу продолжительностью 24 часа (по прототипу до 3 суток). Проницаемость и пористость кернов имеют близкие значения, следовательно, исходные условия для проведения испытаний предлагаемого и известного способа одинаковы.
Основными параметрами эффективности методов увеличения нефтеотдачи (МУН), направленных на снижение фильтрационной неоднородности пластов, являются фактор сопротивления (ФС) и остаточный фактор сопротивления (ОФС). Фактор сопротивления - это отношение подвижности воды к подвижности вытесняющего раствора при фильтрации в пористой среде. Остаточный фактор сопротивления - это отношение подвижности воды до воздействия к подвижности воды после воздействия МУН. Чем больше ФС и ОФС при минимальном содержании реагента в вытесняющем растворе, тем технологически и экономически эффективнее его применение в нефтедобыче. Также в таблице (фиг. 2) приведена кратность превышения ОФС предлагаемого способа относительно прототипа для разных составов.
Как видно из таблицы 2, предлагаемый способ по указанным параметрам превышает известный способ по остаточному фактору сопротивления от 0,84 до 5,16 раза в зависимости от концентрации ПАА. Исходя из этих результатов, делается вывод о том, что минимальная концентрация полиакриламида в составе должна быть не ниже 0,6% по массе. При концентрации гуара 0,2% и 0,6% ПАА показатели эффективности вытеснения нефти удовлетворительны, при концентрации гуара 0,1% имеют нижние предельные значения, граничащие с результатами по прототипу. Поэтому не рекомендуется снижать концентрацию ПАА в гелеобразующем составе ниже 0,6%.
При концентрации древесной муки 0,1% по (массе) происходит ухудшение фильтрационных свойств гелеобразующего состава (опыт 8, таблица 2) через керн с проницаемостью 0,538 мкм2 (наименьшая проницаемость из всех опытов). При повышенной концентрации отдельные частицы ДМ могут связываться друг с другом в более крупные частицы, которые способны закупорить входной канал порового пространства керна.При этом вязкость 0,8% раствора ПАА+0,1% гуара в этом эксперименте имеет высокое значение, о чем свидетельствует удовлетворительное значение ФС, равное 62,97.
В результате из-за высокой вязкости полимерного раствора и повышенной концентрации древесной муки с размером частиц, не превышающем 1,2 мм, в сочетании с меньшей проницаемостью керна, снижается объем закачиваемого гелеобразующего раствора, проникающего в керн, и, следовательно, уменьшается остаточный фактор сопротивления (ОФС=98,36) и эффективность вытеснения нефти. При проницаемости керна выше 0,6 мкм2 этих проблем нет. Следовательно, не рекомендуется увеличивать содержание древесной муки в гелеобразующем составе выше 0,1% в терригенных коллекторах со средней проницаемостью.
Пример конкретного выполнения.
Вариант предлагаемого способа осуществляется с применением стандартного (существующего) нефтепромыслового оборудования, обеспечивающего транспортировку, приготовление (перемешивание) и закачку рабочих жидкостей в скважину:
- комплекс по приготовлению растворов из жидких и сыпучих химических реагентов КУДР-8 или аналоги;
- насосные агрегаты типа АНЦ-320 по ТУ 26-02-30-75 или аналоги;
- автоцистерны типа АЦ-10, АЦН-10 по ТУ 26-16-32-77 или аналоги. Разрабатывают конкретную нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина залегания 1049-1100 м, мощность пластов 3-5 м, пластовое давление 9,4 МПа, обводненность 98%, приемистость скважины не менее 100 м3/сут.
Вариант предлагаемого способа реализуется через добывающие скважины, характеризующиеся следующими параметрами и показателями:
- содержание воды в добываемой продукции (обводненность) не более 98%;
- дебит жидкости не менее 10 м3/сут;- нефтенасыщенная толщина пласта не менее 3 м;
Плотность попутно-добываемой воды не лимитируются.
Объем оторочки закачиваемого гелеобразующего раствора равен 44 м3. Плотность воды, на которой готовится раствор, составляет 1200 кг/м3. Для приготовления 1 м3 рабочего раствора с концентрациями: ПАА - 0,7% мас., Гуара - 0,2%, АХ - 0,06% мас., оксида магния (MgO) - 0,05% мас., древесной муки (ДМ) - 0,05%, воды - 98,94% мас. необходимый расход реагентов составляет: воды ПАА - 7 кг, Гуара - 2 кг, АХ товарной формы (с содержанием 50% мас. основного вещества) - 1,2 кг, MgO - 0,5 кг, древесной муки - 0,5 кг и воды 0,740 м3.
Составы готовят непосредственно на скважине перед закачкой в пласт смешением компонентов на установке КУДР-8 до состояния дисперсии. В этот момент составы имеют начальную вязкость 36-65 мПа⋅с. Продавливают состав в пласт в объеме, обеспечивающим его полное вытеснение из ствола скважины водой в объеме насосно-компрессорных труб (НКТ) + 0,5-1 м3. После этого осуществляют технологическую паузу продолжительностью не более 2 суток. После этого возобновляют работу скважины
Предлагаемый способ разработки неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта повышает эффективность нефтеизвлечения за счет ограничения водопритока в скважину путем повышения сдвиговой прочности закачиваемого гелеобразующего состава, сокращения материальных и энергетических затрат и расширения технологических возможностей способа.
Claims (2)
- Способ разработки неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта, включающий закачку в пласт гелеобразующего состава, содержащего полиакриламид, ацетат хрома и оксид магния в воде, отличающийся тем, что гелеобразующий состав дополнительно содержит полисахарид гуар и древесную муку с размером частиц, не превышающим 1,2 мм, а его закачку осуществляют в виде водной дисперсии при следующем соотношении компонентов, мас.%:
-
полиакриламид 0,5-1,0 гуар 0,1-0,2 ацетат хрома 0,04-0,06 оксид магния 0,02-0,05 древесная мука 0,02-0,2 вода остальное
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019119474A RU2719699C1 (ru) | 2019-06-20 | 2019-06-20 | Способ разработки неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019119474A RU2719699C1 (ru) | 2019-06-20 | 2019-06-20 | Способ разработки неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2719699C1 true RU2719699C1 (ru) | 2020-04-21 |
Family
ID=70415370
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019119474A RU2719699C1 (ru) | 2019-06-20 | 2019-06-20 | Способ разработки неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2719699C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN113717332A (zh) * | 2020-05-25 | 2021-11-30 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种复合聚丙烯酰胺驱油剂及其制备方法 |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4915170A (en) * | 1989-03-10 | 1990-04-10 | Mobil Oil Corporation | Enhanced oil recovery method using crosslinked polymeric gels for profile control |
| RU2180039C2 (ru) * | 2000-02-14 | 2002-02-27 | Кабо Владимир Яковлевич | Способ выбора гелеобразующих составов для повышения нефтеотдачи пластов |
| RU2424426C1 (ru) * | 2010-04-19 | 2011-07-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта |
| RU2507377C1 (ru) * | 2012-10-02 | 2014-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ изоляции зон водопритока в скважине |
| RU2541973C1 (ru) * | 2014-03-18 | 2015-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта |
-
2019
- 2019-06-20 RU RU2019119474A patent/RU2719699C1/ru active IP Right Revival
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4915170A (en) * | 1989-03-10 | 1990-04-10 | Mobil Oil Corporation | Enhanced oil recovery method using crosslinked polymeric gels for profile control |
| RU2180039C2 (ru) * | 2000-02-14 | 2002-02-27 | Кабо Владимир Яковлевич | Способ выбора гелеобразующих составов для повышения нефтеотдачи пластов |
| RU2424426C1 (ru) * | 2010-04-19 | 2011-07-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта |
| RU2507377C1 (ru) * | 2012-10-02 | 2014-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ изоляции зон водопритока в скважине |
| RU2541973C1 (ru) * | 2014-03-18 | 2015-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN113717332A (zh) * | 2020-05-25 | 2021-11-30 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种复合聚丙烯酰胺驱油剂及其制备方法 |
| CN113717332B (zh) * | 2020-05-25 | 2024-04-12 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种复合聚丙烯酰胺驱油剂及其制备方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US3747681A (en) | Hydraulic fracturing process using polyethylene oxide based fracturing fluid | |
| RU2382185C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной и ограничения водопритока в добывающей скважинах (варианты) | |
| US20100224366A1 (en) | Methods of Using Colloidal Silica Based Gels | |
| CN106947450B (zh) | 一种具有低初始粘度的深部调驱剂及其制备方法 | |
| CN102816558A (zh) | 一种深部调剖堵水用堵剂及其制备方法 | |
| RU2639341C1 (ru) | Способ разработки неоднородных по проницаемости коллекторов | |
| RU2719699C1 (ru) | Способ разработки неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта | |
| RU2571474C1 (ru) | Способ изоляции водопритоков в трещиноватых карбонатных коллекторах | |
| RU2279540C1 (ru) | Способ регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта | |
| RU2424426C1 (ru) | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта | |
| CN111087998B (zh) | 一种缓膨颗粒及其制备方法 | |
| RU2483092C1 (ru) | Состав полисахаридного геля для глушения высокотемпературных скважин | |
| RU2377390C1 (ru) | Способ изоляции водопритоков в скважине | |
| RU2722488C1 (ru) | Способ разработки неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта | |
| EA008533B1 (ru) | Способ выбора полимерной гелеобразующей композиции для повышения нефтеотдачи пластов и водоизоляционных работ | |
| CN111087997A (zh) | 一种油藏油井堵水的方法 | |
| RU2661973C2 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины | |
| RU2563466C2 (ru) | Ремонтно-изоляционный, тампонажный состав на основе магнезиальных вяжущих веществ "quick-stone" | |
| RU2608137C1 (ru) | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта | |
| RU2610961C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приёмистости в нагнетательной скважине | |
| RU2167280C2 (ru) | Способ разработки неоднородной залежи углеводородов | |
| RU2618547C1 (ru) | Способ разработки карбонатного нефтяного пласта (варианты) | |
| RU2169256C1 (ru) | Способ разработки обводненной нефтяной залежи | |
| RU2536070C1 (ru) | Способ разработки и повышения нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов | |
| RU2451168C1 (ru) | Способ регулирования фронта заводнения нефтяных пластов |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20210319 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20210621 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20220415 |