RU2722488C1 - Способ разработки неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта - Google Patents
Способ разработки неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2722488C1 RU2722488C1 RU2019138042A RU2019138042A RU2722488C1 RU 2722488 C1 RU2722488 C1 RU 2722488C1 RU 2019138042 A RU2019138042 A RU 2019138042A RU 2019138042 A RU2019138042 A RU 2019138042A RU 2722488 C1 RU2722488 C1 RU 2722488C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- well
- wood flour
- oil
- injection
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 33
- 230000035699 permeability Effects 0.000 title abstract description 16
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 44
- XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N Zinc monoxide Chemical compound [Zn]=O XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 43
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 claims abstract description 38
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 38
- 239000002023 wood Substances 0.000 claims abstract description 38
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 31
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 31
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 29
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims abstract description 25
- 239000011787 zinc oxide Substances 0.000 claims abstract description 21
- 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 16
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 claims abstract description 14
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims abstract description 9
- 229910044991 metal oxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 9
- 150000004706 metal oxides Chemical class 0.000 claims abstract description 9
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 27
- 238000001914 filtration Methods 0.000 abstract description 12
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 10
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 8
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 5
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 230000004941 influx Effects 0.000 abstract 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 26
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 description 7
- CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N magnesium oxide Inorganic materials [Mg]=O CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 7
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 description 6
- 239000000395 magnesium oxide Substances 0.000 description 6
- AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N magnesium;oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[Mg+2] AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 4
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 4
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 4
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 4
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 3
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 3
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 244000303965 Cyamopsis psoralioides Species 0.000 description 2
- HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N Zinc Chemical compound [Zn] HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 2
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- 239000012783 reinforcing fiber Substances 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 2
- 239000011701 zinc Substances 0.000 description 2
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 description 2
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 1
- 240000007049 Juglans regia Species 0.000 description 1
- 235000009496 Juglans regia Nutrition 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JLVVSXFLKOJNIY-UHFFFAOYSA-N Magnesium ion Chemical compound [Mg+2] JLVVSXFLKOJNIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 230000006698 induction Effects 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 230000002045 lasting effect Effects 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- 229910001425 magnesium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000005192 partition Methods 0.000 description 1
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 1
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 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
- 239000010902 straw Substances 0.000 description 1
- 239000012209 synthetic fiber Substances 0.000 description 1
- 229920002994 synthetic fiber Polymers 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 235000020234 walnut Nutrition 0.000 description 1
- 239000012224 working solution Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Lubricants (AREA)
Abstract
Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости заводненными терригенными и трещиноватыми карбонатными нефтяными пластами для регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничения водопритока в добывающей скважине путем выравнивания проницаемостной неоднородности пласта. В способе разработки неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта, включающем закачку в пласт гелеобразующего состава - дисперсии в воде полиакриламида, гуара, ацетата хрома и оксида металла, перед закачкой гелеобразующего состава в пласт определяют допустимое давление закачки и приемистость скважины, дисперсия дополнительно содержит древесную муку, а в качестве оксида металла содержит оксид цинка при следующем соотношении компонентов, мас. %: полиакриламид 0,6-0,8, гуар 0,1-0,2, ацетат хрома 0,04-0,08, оксид цинка 0,04-0,06, древесная мука 0,01-0,2, вода остальное, при приемистости скважины меньше 250 м³/сут закачивают древесную муку 0,01–0,05 мас. %, при приемистости скважины 250–400 м/сут закачивают древесную муку 0,05–0,1 мас. %, при приемистости скважины больше 400 м³/сут закачивают древесную муку 0,1 % – 0,2 мас. %. Технический результат - повышение эффективности нефтеизвлечения за счет ограничения водопритока в скважину путем создания повышенного фильтрационного сопротивления закачкой усиленного гелеобразующего состава и расширение технологических возможностей способа. 1 пр., 1 табл.
Description
Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости заводненными терригенными и трещиноватыми карбонатными нефтяными пластами для регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничения водопритока в добывающей скважине путем выравнивания проницаемостной неоднородности пласта.
Известен способ разработки неоднородного нефтяного пласта (патент RU № 2431741, МПК Е 21 В 43/22, опубл. 20.10.2011 г. в бюл. № 29) включающий закачку в пласт водного раствора следующего состава, в мас. %: полиакриламид (ПАА) 0,3-1,0, ацетат хрома (АХ) 0,03-0,1, оксид цинка (ОЦ) 0,03-0,1, при этом ПАА и АХ смешивают в соотношении близком 10:1.
Недостатком способа является низкая структурная прочность образующихся вязкоупругих составов и вследствие этого, низкая эффективность повышения нефтеотдачи пластов.
Известен способ разработки неоднородного нефтяного пласта (патент RU № 2541973 МПК Е 21 В 43/22, С 09 К 8/584, опубл. 20.02.2015 г. в бюл. № 5), включающий закачку в пласт водного раствора полиакриламида, ацетата хрома, оксида магния, микроармирующего волокна, при следующей концентрации компонентов в растворе, масс.%:
| 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 низкое фильтрационное сопротивление образующихся сшитых полимерных систем, которые быстрее разрушаются из-за не равномерного распределения крупных армирующих волокон, необходимость предварительно обрабатывать волокно 1-5 % раствором ПАВ, продолжительная технологическая пауза.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому техническому решению является способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной и ограничения водопритока в добывающей скважинах (патент RU № 2382185, МПК Е 21 В 43/22, С09К 8/90, опубл. 20.02.2010 в бюл. № 5), включающий по одному из вариантов закачку в пласт гелеобразующего состава - дисперсии в воде полиакриламида, гуара, ацетата хрома и оксида металла (МgO) при следующем соотношении компонентов, мас. %:
| полиакриламид | 0,5–1,0 |
| гуар | 0,1–0,2 |
| ацетат хрома | 0,04–0,1 |
| оксид магния | 0,02–0,05 |
| вода | остальное |
Недостатком способа является низкая эффективность повышения нефтеотдачи пластов с ростом проницаемостной неоднородности. В результате повышения перепада давления при фильтрации жидкости в неоднородных пластах эффективность фильтрационного сопротивления снижается из-за низкой структурной прочности образующихся сшитых полимерных систем.
Технической задачей данного изобретения является повышение эффективности нефтеизвлечения за счет ограничения водопритока в скважину путем создания повышенного фильтрационного сопротивления закачкой усиленного гелеобразующего состава и расширение технологических возможностей способа.
Техническая задача решается способом разработки неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта, включающим закачку в пласт гелеобразующего состава - дисперсии в воде полиакриламида, гуара, ацетата хрома и оксида металла.
Новым является то, что перед закачкой гелеобразующего состава в пласт определяют допустимое давление закачки и приемистость скважины, дисперсия дополнительно содержит древесную муку, а в качестве оксида металла содержит оксид цинка при следующем соотношении компонентов, мас. %:
| полиакриламид | 0,6-0,8 |
| гуар | 0,1-0,2 |
| ацетат хрома | 0,04-0,08 |
| оксид цинка | 0,04-0,06 |
| древесная мука | 0,01-0,2 |
| вода | остальное, |
при приемистости скважины меньше 250 м³/сут закачивают древесную муку 0,01–0,05 мас. %, при приемистости скважины 250–400 м3/сут закачивают древесную муку 0,05–0,1 мас. %, при приемистости скважины больше 400 м³/сут закачивают древесную муку 0,1 % – 0,2 мас. %.
Для приготовления 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 c 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 цинка (OЦ), Белила цинковые БЦОМ ГОСТ 202-84. В качестве наполнителя используют древесную муку (ДМ) по ГОСТ 16362-86.
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 (СПС). В пласт закачивают гелеобразующий 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. На прочность сшитой полимерной системы в первую очередь влияют физико-химические характеристики полимера, такие как молекулярная масса и степень гидролиза, которые задаются в процессе получения полимера и на которые уже нельзя повлиять. Также на прочность полимерной сетки влияет используемый сшиватель. В данном случае комплексный сшиватель, состоящий из ацетата хрома и оксида металла. Использование в качестве оксида металла оксида цинка имеет ряд преимуществ перед оксидом магния как в известном способе. Магний, согласно, положению в ряду напряжений металлов, обладают в водных растворах большей способностью к окислительно-восстановительным взаимодействиям, чем цинк. В силу большей активности ионов магния образование сшитой системы в присутствии оксида магния в композиции с ацетатом хрома происходит быстрее, но и разрушение СПС начинается раньше в отличие от СПС, полученных с использованием оксида цинка. Время гелеобразования, т.е. получения сшитой полимерной системы в промысловых условиях не должно превышать время смешения и закачки гелеобразующего состава. Если не соблюдается это условие, то может начаться процесс гелеобразования в стволе скважины и может возникнуть аварийная ситуация в процессе реализации способа на скважине. В условиях, когда необходимо закачать большие объемы гелеобразующего состава, или в условиях низкой приемистости скважины важно, чтобы время гелеобразования состава было существенно выше времени закачки оторочки гелеобразующего состава. Поэтому рекомендуется использовать оксид цинка в качестве сшивателя, у которого более длительный индукционный период (время сшивки) гелеобразования.
Для увеличения прочности сшитой полимерной системы в исходный раствор добавляют 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. С точки зрения экологии древесная мука естественным образом разлагается в отличие от различных синтетических волокон.
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, повышается эффективность способа разработки неоднородных пластов.
В результате снижения притока воды в скважину уменьшается нагрузка на насосное оборудование и, как следствие, уменьшаются энергетические затраты.
Гелеобразующий раствор получают в поверхностных условиях смешением в закачиваемой воде полиакриламида, гуара и комплексного сшивателя и древесной муки. Комплексный сшиватель состоит из ацетата хрома и оксида цинка.
Затем гелеобразующий раствор закачивают в скважину. Первоначально гелеобразующий раствор 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 раствора 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 раствора для закачки по предлагаемому способу образуется дисперсия в воде полиакриламида, гуара, оксида цинка, в которой равномерно распределяется древесная мука во всем объеме. Равномерность распределения древесной муки повышается, если предварительно смешать в бункере все сухие компоненты (ПАА, гуар, ОЦ, ДМ) и после этого дозировать смесь в воду. Кроме этого, отпадает необходимость в дополнительной обработке реагента дорогостоящими растворами ПАВ для придания гидрофильности, что ведет к сокращению материальных затрат.
Полисахарид гуар повышает стабильность системы, дополнительно удерживая во взвешенном состоянии частицы древесной муки.
Оптимальная концентрация древесной муки в составе гелеобразующего раствора для регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и для водоограничения в добывающей скважине должна находится в диапазоне 0,01–0,2 мас. %. Поскольку древесная мука не растворима в воде, с увеличением ее концентрации будет увеличиваться фильтрационное сопротивление при закачке раствора в пласт. Поэтому перед закачкой гелеобразующего состава в пласт для того, чтобы подобрать оптимальную концентрацию древесной муки, определяют допустимое давление закачки и приемистость скважины. При приемистости скважины меньше 250 м3/сут закачивают гелеобразующий состав с концентрацией древесной муки равной 0,01-0,05 мас. %, при приемистости скважины 250–400 м³/сут закачивают гелеобразующий состав с концентрацией древесной муки, равной 0,05-0,1 мас. %, а при проведении водоизоляционных работ в трещиноватых пластах с высокой приемистостью скважины больше 400 м3/сут концентрация древесной муки составляет 0,1-0,2 мас. %.
Повышение эффективности нефтеизвлечения из неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта за счет закачки гелеобразующего состава, обладающего повышенным фильтрационным сопротивлением, оценивали на моделях пласта. В таблице 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. Использовали стандартные керны терригенных девонских пород диаметром 2,7-3,0 см и длиной 3,5-4,0 см. С целью расширения области применения данного способа разработки неоднородного пласта лабораторные эксперименты проводили в различных геолого-физических условиях. Проницаемость этих кернов выбирали исходя из соответствия реальным пластовым условиям. Керны с проницаемостью менее 500 мкм2 имитировали скважины с приемистостью меньше 250 м3/сут, в которые закачивали гелеобразующий состав с добавлением древесной муки с концентрацией 0,01 – 0,05 мас. %; с проницаемостью 500-700 мкм2 – скважины с приемистостью 250 м3/сут – 400 м³/сут, в которые закачивали гелеобразующий состав с добавлением древесной муки с концентрацией 0,05–0,1 мас. %; с проницаемостью более 700 мкм2 – скважины с приемистостью больше 400 м³/сут в трещиноватых пластах, в которые закачивали гелеобразующий состав с добавлением древесной муки с концентрацией 0,1 – 0,2 мас. %.
После закачки гелеобразующего раствора в керн установку останавливали на технологическую паузу продолжительностью не более 2 суток.
Проницаемость и пористость кернов имели близкие значения, следовательно, исходные условия для проведения испытаний предлагаемого и известного способа одинаковы.
Основными параметрами эффективности методов увеличения нефтеотдачи (МУН), направленными 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 приведена кратность превышения ОФС предлагаемого способа относительно прототипа для разных составов.
Как видно из таблицы, предлагаемый способ по указанному параметру превышает известный способ в 1,3 – 9,5 раза в зависимости от концентрации ПАА. Закачка усиленного гелеобразующего состава с учетом проницаемостной неоднородности ведет к повышению фильтрационного сопротивления в пласте, к снижению притока воды в скважину и к повышению эффективности вытеснения нефти.
Поскольку минимальное превышение ОФС, равное 1,3, наблюдается у состава с концентрацией ПАА 0,6 % по массе делается вывод о том, что минимальная концентрация полиакриламида в составе не должна быть ниже 0,6 мас. %. Поэтому не рекомендуется снижать концентрацию ПАА в гелеобразующем растворе ниже 0,6 мас. %. Выше 1 мас. % концентрацию поднимать также не рекомендуется по экономическим соображениям, также еще потому, что вязкость полимерного раствора сильно возрастает и могут возникнуть осложнения при закачке гелеобразующего раствора.
Пример конкретного выполнения.
Вариант предлагаемого способа осуществлялся 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 200 м3/сут.
Вариант предлагаемого способа реализовали через добывающие скважины, характеризующиеся следующими параметрами и показателями:
- содержание воды в добываемой продукции (обводненность) не более 98 %;
- дебит жидкости не менее 8 м3/сут;
- нефтенасыщенная толщина пласта не менее 3 м;
Приемистость скважины равна 260 м3/сут.
Закачали расчетный объем оторочки закачиваемого гелеобразующего раствора. Плотность воды, на которой готовился раствор, - 1200 кг/м3. Для приготовления 1 м3 рабочего раствора с концентрациями: ПАА – 0,7 % мас., Гуара – 0,2 %, АХ – 0,06 % мас., оксид цинка (ZnО) – 0,05 % мас., древесной муки (ДМ) – 0,05 %, воды – 98,94 % мас. необходимый расход реагентов составляет: ПАА – 8,4 кг, Гуара – 2,4 кг, АХ товарной формы (с содержанием 50 % мас. основного вещества) – 1,44 кг, ZnО – 0,6 кг, древесной муки 0,6 кг и воды 0,989 м3.
Составы готовили непосредственно на скважине перед закачкой в пласт смешением компонентов на установке КУДР-8 до состояния дисперсии. В этот момент составы имели начальную вязкость 36-65 мПа·с. Продавливали 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 осуществляли технологическую паузу продолжительностью не более 2 суток. После этого возобновляли работу скважины.
Вариант осуществления способа через нагнетательную скважину аналогичен вышеописанному, отличается только большими объемами закачиваемого состава.
Предлагаемый способ разработки неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта повышает эффективность нефтеизвлечения за счет ограничения водопритока в скважину путем создания повышенного фильтрационного сопротивления закачкой усиленного гелеобразующего состава и расширяет технологические возможности способа.
Результаты фильтрационных опытов на девонских кернах
| Параметры | Единицы измерения | Составы гелеобразующих растворов по известному и предлагаемому способам, мас. % | ||||||||||||
| ПАА-0,8, Г-0,2, ZnO -0,06, АХ-0,08, ДМ-0,2, Вода-остальное |
ПАА-0,7, Г-0,15, ZnO -0,05, АХ-0,06, ДМ-0,15, Вода-остальное |
ПАА-0,6, Г-0,1, ZnO -0,04, АХ-0,04, ДМ-0,1, Вода-остальное |
ПАА-0,7, Г-0,2, ZnO- 0,05, АХ-0,06, ДМ-0,05, Вода-остальное |
ПАА-0,6, Г-0,15, ZnО-0,04, АХ-0,04, ДМ-0,08, Вода-остальное |
ПАА-0,8, Г-0,1, ZnO -0,06, АХ-0,08, ДМ-0,1, Вода-остальное |
ПАА-0,8, Г-0,2, ZnO -0,06, АХ-0,08, ДМ-0,05, Вода-остальное |
ПАА-0,7, Г-0,15, ZnO -0,05, АХ-0,06, ДМ-0,03, Вода-остальное |
ПАА-0,6, Г-0,1, ZnO -0,04, АХ-0,04, ДМ-0,01, Вода-остальное |
Прототип | |||||
| ПАА-0,8 ZnO - 0,07, АХ 0,07, Вода-остальное |
ПАА-0,8, Г-0,2, MgO-0,05, АХ-0,06, Вода-остальное |
|||||||||||||
| Номер опыта | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 11 | 12 | |||
| Плотность воды | г/см3 | 1,16 | 1,16 | 1,16 | 0,998 | 1,16 | 1,16 | 1,16 | 0,998 | 1,16 | 1,12 | 1,16 | ||
| Расход жидкостей | см3/мин | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | |||
| Проницаемость | мкм2 | 0,805 | 0,732 | 0,707 | 0,658 | 0,617 | 0,550 | 0,482 | 0,503 | 0,500 | 0,525 | 0,538 | ||
| Пористость | % | 21,3 | 22,3 | 24,0 | 20,2 | 19,6 | 20,4 | 21,7 | 22,2 | 22,3 | 23,0 | 23,6 | ||
| Содержание св. воды | % | 5,7 | 6,3 | 8,0 | 2,9 | 6,7 | 6,2 | 4,0 | 7,4 | 8,0 | 12,0 | 12,1 | ||
| Рсредн. 1 этап Рн | МПа | 0,623 | 5,54 | 0,314 | 6,37 | 7,68 | 0,83 | 0,650 | 0,69 | 0,43 | 0,911 | 1,012 | ||
| Рсредн. 2 этап Рв | МПа | 0,24 | 0,646 | 0,257 | 0,806 | 2,39 | 0,30 | 0,29 | 0,358 | 0,38 | 0,212 | 0,179 | ||
| Рсредн. 3 этап Рр | МПа | 52,34 | 88,92 | 20,4 | 21,76 | 151,79 | 48,19 | 56,61 | 12,72 | 31,49 | 19,357 | 11,259 | ||
| Рсредн. 4 этап Р'в | МПа | 230,21 | 319,83 | 109,1, | 206,86 | 305,59 | 231,2 | 221,24 | 173,98 | 247,0 | 1,669 | 17,586 | ||
| Рсредн. 5этап↓Р'в | МПа | 62,07 | 25,44 | 15,49 | 30,30 | 47,47 | 81,79 | 32,06 | 147,2 | 9,92 | 9,086 | 16,092 | ||
| ФС | б/р | 211,9 | 137,64 | 79,3 | 26,99 | 63,54 | 163,37 | 191,23 | 35,53 | 82,21 | 7,89 | 62,97 | ||
| ОФС | б/р | 932,0 | 495,09 | 424,5 | 256,65 | 127,92 | 783,71 | 747,43 | 485,98 | 644,91 | 91,52 | 98,36 | ||
| Кратность превышения ОФС | 9,5 | 5,03 | 4,3 | 2,06 | 1,3 | 7,97 | 7,06 | 4,94 | 6,56 | |||||
| Коэффициент вытеснения нефти | % | 80,5 | 79,6 | 84,5 | 88,3 | 78.5 | 89,6 | 90,2 | 83,4 | 82,05 | 45,3 | 77,57 | ||
| Приемистость, м³/сут | б/р | 420 | 450 | 410 | 260 | 350 | 400 | 220 | 230 | 245 | - | |||
Claims (3)
- Способ разработки неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта, включающий закачку в пласт гелеобразующего состава - дисперсии в воде полиакриламида, гуара, ацетата хрома и оксида металла, отличающийся тем, что перед закачкой гелеобразующего состава в пласт определяют допустимое давление закачки и приемистость скважины, дисперсия дополнительно содержит древесную муку, а в качестве оксида металла содержит оксид цинка при следующем соотношении компонентов, мас.%:
-
полиакриламид 0,6-0,8 гуар 0,1-0,2 ацетат хрома 0,04-0,08 оксид цинка 0,04-0,06 древесная мука 0,01-0,2 вода остальное, - при приемистости скважины меньше 250 м³/сут закачивают древесную муку 0,01–0,05 мас.%, при приемистости скважины 250–400 м3/сут закачивают древесную муку 0,05–0,1 мас.%, при приемистости скважины больше 400 м³/сут закачивают древесную муку 0,1 % – 0,2 мас.%.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019138042A RU2722488C1 (ru) | 2019-11-26 | 2019-11-26 | Способ разработки неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019138042A RU2722488C1 (ru) | 2019-11-26 | 2019-11-26 | Способ разработки неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2722488C1 true RU2722488C1 (ru) | 2020-06-01 |
Family
ID=71067971
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019138042A RU2722488C1 (ru) | 2019-11-26 | 2019-11-26 | Способ разработки неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2722488C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2742089C1 (ru) * | 2020-08-26 | 2021-02-02 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах пенообразующим составом (варианты) |
Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2250361C2 (ru) * | 2002-07-31 | 2005-04-20 | Гильмияров Рафик Раисович | Способ регулирования разработки нефтяной залежи |
| RU2382185C1 (ru) * | 2009-03-04 | 2010-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной и ограничения водопритока в добывающей скважинах (варианты) |
| WO2010082158A1 (en) * | 2009-01-14 | 2010-07-22 | Schlumberger Canada Limited | Stabilizing biphasic concentrates through the addition of small amounts of high molecular weight polyelectrolytes |
| RU2422628C1 (ru) * | 2009-12-25 | 2011-06-27 | Хамит Гарипович Абдуллин | Способ регулирования заводнения неоднородных пластов коллекторов залежей месторождений с помощью сшитых полимерных систем с наполнителем |
| RU2431741C1 (ru) * | 2010-04-20 | 2011-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта |
| RU2450040C2 (ru) * | 2006-02-14 | 2012-05-10 | ДОРФ КЕТАЛ СПЕШИАЛТИ КАТАЛИСТС, ЭлЭлСи | Сшиваемая композиция и способ ее применения |
| RU2459936C1 (ru) * | 2011-10-31 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2541973C1 (ru) * | 2014-03-18 | 2015-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта |
| EA029864B1 (ru) * | 2011-04-20 | 2018-05-31 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способ и композиция для повышения отдачи углеводородной формации |
-
2019
- 2019-11-26 RU RU2019138042A patent/RU2722488C1/ru active
Patent Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2250361C2 (ru) * | 2002-07-31 | 2005-04-20 | Гильмияров Рафик Раисович | Способ регулирования разработки нефтяной залежи |
| RU2450040C2 (ru) * | 2006-02-14 | 2012-05-10 | ДОРФ КЕТАЛ СПЕШИАЛТИ КАТАЛИСТС, ЭлЭлСи | Сшиваемая композиция и способ ее применения |
| WO2010082158A1 (en) * | 2009-01-14 | 2010-07-22 | Schlumberger Canada Limited | Stabilizing biphasic concentrates through the addition of small amounts of high molecular weight polyelectrolytes |
| RU2382185C1 (ru) * | 2009-03-04 | 2010-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной и ограничения водопритока в добывающей скважинах (варианты) |
| RU2422628C1 (ru) * | 2009-12-25 | 2011-06-27 | Хамит Гарипович Абдуллин | Способ регулирования заводнения неоднородных пластов коллекторов залежей месторождений с помощью сшитых полимерных систем с наполнителем |
| RU2431741C1 (ru) * | 2010-04-20 | 2011-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта |
| EA029864B1 (ru) * | 2011-04-20 | 2018-05-31 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способ и композиция для повышения отдачи углеводородной формации |
| RU2459936C1 (ru) * | 2011-10-31 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2541973C1 (ru) * | 2014-03-18 | 2015-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2742089C1 (ru) * | 2020-08-26 | 2021-02-02 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах пенообразующим составом (варианты) |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US3747681A (en) | Hydraulic fracturing process using polyethylene oxide based fracturing fluid | |
| US9879503B2 (en) | Methods of treating long-interval and high-contrast permeability subterranean formations with diverting fluids | |
| CN106947450B (zh) | 一种具有低初始粘度的深部调驱剂及其制备方法 | |
| RU2382185C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной и ограничения водопритока в добывающей скважинах (варианты) | |
| CN105504158A (zh) | 在地层条件下可再交联的智能凝胶颗粒及其制备方法与应用 | |
| RU2456439C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины | |
| MX2012013299A (es) | Método de fracturación hidráulica. | |
| RU2639341C1 (ru) | Способ разработки неоднородных по проницаемости коллекторов | |
| RU2722488C1 (ru) | Способ разработки неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта | |
| CN114716984B (zh) | 一种水基钻井液用胶结封堵型固壁剂及其制备方法与应用 | |
| RU2279540C1 (ru) | Способ регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта | |
| CN106958438B (zh) | 一种聚合物驱堵塞井的解堵方法 | |
| EA008533B1 (ru) | Способ выбора полимерной гелеобразующей композиции для повышения нефтеотдачи пластов и водоизоляционных работ | |
| RU2719699C1 (ru) | Способ разработки неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта | |
| RU2483202C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта | |
| RU2661973C2 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины | |
| RU2487235C1 (ru) | Способ разработки обводненного карбонатного пласта | |
| RU2627502C1 (ru) | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта с применением полимер-дисперсного состава | |
| RU2608137C1 (ru) | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта | |
| CN105804714A (zh) | 一种层内生气与堵水相结合的增产方法 | |
| RU2169258C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных и ограничения водопритоков в добывающих скважинах | |
| RU2167280C2 (ru) | Способ разработки неоднородной залежи углеводородов | |
| RU2422628C1 (ru) | Способ регулирования заводнения неоднородных пластов коллекторов залежей месторождений с помощью сшитых полимерных систем с наполнителем | |
| RU2313665C1 (ru) | Способ разработки неоднородных нефтяных пластов | |
| RU2451168C1 (ru) | Способ регулирования фронта заводнения нефтяных пластов |