RU2739272C1 - Способ повышения нефтеотдачи пласта - Google Patents
Способ повышения нефтеотдачи пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2739272C1 RU2739272C1 RU2020106020A RU2020106020A RU2739272C1 RU 2739272 C1 RU2739272 C1 RU 2739272C1 RU 2020106020 A RU2020106020 A RU 2020106020A RU 2020106020 A RU2020106020 A RU 2020106020A RU 2739272 C1 RU2739272 C1 RU 2739272C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- aqueous solution
- composition
- formation
- permeability
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 28
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title claims abstract description 16
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 54
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 36
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 25
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract description 22
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims abstract description 17
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 13
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 7
- 229920000151 polyglycol Polymers 0.000 claims abstract description 5
- 239000010695 polyglycol Substances 0.000 claims abstract description 5
- 239000013543 active substance Substances 0.000 claims abstract description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 28
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 28
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 claims description 5
- 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 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 26
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 abstract description 11
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 9
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 5
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 abstract description 3
- 230000009471 action Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 abstract description 2
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 2
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M Acetate Chemical compound CC([O-])=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M 0.000 abstract 1
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 abstract 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 abstract 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 13
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 238000007792 addition Methods 0.000 description 9
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 9
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 7
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 7
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 6
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 6
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 6
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 6
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 5
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 5
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 5
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 4
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 4
- 230000008859 change Effects 0.000 description 3
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 description 3
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 3
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 3
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 3
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 101710163698 Norsolorinic acid synthase Proteins 0.000 description 2
- -1 alkalis Substances 0.000 description 2
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 2
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 2
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 2
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 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
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 2
- 239000002356 single layer Substances 0.000 description 2
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 2
- SVTBMSDMJJWYQN-UHFFFAOYSA-N 2-methylpentane-2,4-diol Chemical compound CC(O)CC(C)(C)O SVTBMSDMJJWYQN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- 239000003125 aqueous solvent Substances 0.000 description 1
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 1
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 1
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 1
- 238000001246 colloidal dispersion Methods 0.000 description 1
- 238000010835 comparative analysis Methods 0.000 description 1
- 230000001143 conditioned effect Effects 0.000 description 1
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 1
- 238000003795 desorption Methods 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 239000010690 paraffinic oil Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000012216 screening Methods 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 230000001629 suppression Effects 0.000 description 1
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/584—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific surfactants
-
- 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
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам повышения нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов за счет применения комплексного воздействия на залежь. Технический результат – повышение эффективности добычи нефти за счет увеличения охвата пласта вытеснением, повышения коэффициента нефтевытеснения и направленного воздействия сшитыми полимерными системами на высокопроницаемые пропластки нефтяной залежи. В способе повышения нефтеотдачи пласта, включающем проведение комплекса гидродинамических исследований и закачку через нагнетательную скважину в различный по проницаемости пласт нефтевытесняющего полимерного состава, с предварительной закачкой водоизолирующего состава, содержащего полиакриламид и ацетат хрома, опережающей оторочкой осуществляют закачку 0,5-0,8 масс. % водного раствора поверхностно-активного комплексного состава - ПКС, что составляет 0,04-0,07 масс. % по катионному поверхностно-активному веществу в пересчете на активное вещество, а в качестве нефтевытесняющего состава используют водный раствор полиакриламида с добавкой 1-3 масс. % ПКС, представляющего собой смесь неионогенного и катионного поверхностно-активных веществ в водном растворе низкомолекулярного полигликоля. 4 табл.
Description
Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способам повышения нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов за счет применения комплексных технологий физико-химического воздействия на залежь.
В нефтедобыче широко применяют большое количество химических реагентов (поверхностно-активные вещества (ПАВ), щелочи, кислоты и др.), основное действие которых направлено на увеличение коэффициента вытеснения нефти.
Использование полимеров, полимер-дисперсных систем, коллоидно-дисперсионных систем и др. позволяет добиться увеличения коэффициента охвата пласта заводнением путем повышения фильтрационных сопротивлений в обводненных зонах нефтенасыщенного коллектора.
Комплексные технологии физико-химического воздействия на залежь являются наиболее эффективными, так как способствуют увеличению коэффициента извлечения нефти за счет одновременного повышения коэффициента вытеснения нефти и увеличения коэффициента охвата пласта воздействием, путем совместной закачки обеих групп химических реагентов.
Известен, например, способ разработки нефтяного пласта (RU №2070282, опубл. 10.12.1996 г.), включающий последовательную закачку через нагнетательную скважину водного раствора щелочи с неионогенным поверхностно-активным веществом (НПАВ) с предварительно определенной оптимальной концентрацией, остановку скважины на расчетное время и последующую закачку в пласт раствора полимера с переходом на обычное заводнение.
Недостатками способа являются потери активных компонентов вытесняющего агента вследствие формирования осадков при контакте с минерализованными водами, содержащими соли двухвалентных металлов. В результате известный способ недостаточно эффективно изолирует промытые зоны пласта и недостаточно способствует отмыву нефти при последующем ее вытеснении.
Известен также способ регулирования разработки неоднородного пласта (RU №2279540, опубл. 10.07.2006 г.), включающий закачку в нагнетательную скважину одновременно водного раствора, содержащего полиакриламид со сшивателем-ацетатом хрома и водного раствора, содержащего неионогенное поверхностно-активное вещество (НПАВ) и хлористый кальций, осуществляют продавку в пласт водным раствором НПАВ с хлористым кальцием с последующей выдержкой в течение 6-12 часов и закачку вытесняющего агента - воды,
Недостатком является низкая успешность реализации способа обусловленная тем, что зачастую происходит преждевременная полимеризация (сшивание) полиакриламида в призабойных зонах и зонах гидродинамического влияния добывающих или нагнетательных скважин. При этом поставленная задача по вытеснению остаточной нефти не выполняется, гидродинамическое качество нагнетательных и добывающих скважин необратимо ухудшается.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ добычи нефти (RU №2485301, опубл. 20.06.2013 г.), включающий предварительное проведение комплекса гидродинамических исследований и закачку через нагнетательную скважину в пласт нефтевытесняющего микрогелевого состава, содержащего полиакриламид, сшиватель, поверхностно-активное вещество (ПАВ) и воду, мас. %: полиакриламид 0,03-0,5, сшиватель - соль алюминия 0,005-0,15, оксиэтилированный алкилфенол или комплексный ПАВ 0,05-0,3, вода остальное, а перед закачкой микрогелевого состава производят закачку гелеобразующего состава, мас. %: полиакриламид 0,1-0,5, сшиватель - соль хрома 0,01-0,05, вода остальное, для блокировки высокопроницаемых промытых зон пласта.
Недостатком данного способа является то, что при закачке гелеобразующего полимерного состава в высокопроницаемые зоны пласта, происходит частичная закупорка полимерными молекулами пористой среды низкопроницаемых пропластков и снижение проникающей способности закачиваемого следом микрогелиевого состава, в результате чего снижается эффективность способа, особенно в залежах со слабопроницаемыми и глинизированными коллекторами.
Технической задачей предложения является повышение эффективности добычи нефти за счет увеличения охвата пласта вытеснением, повышения коэффициента нефтеизвлечения и направленного воздействия сшитыми полимерными системами на высокопроницаемые пропластки нефтяной залежи.
Указанный технический результат достигается за счет того, что в предлагаемом способе повышения нефтеотдачи пласта, включающем проведение комплекса гидродинамических исследований и закачку через нагнетательную скважину в неоднородный по проницаемости пласт нефтевытесняющего полимерного состава, с предварительной закачкой водоизолирующего состава, содержащего полиакриламид и ацетат хрома, опережающей оторочкой осуществляют закачку 0,5-0,8 масс. % водного раствора поверхностно-активного комплексного состава - ПКС, что составляет 0,04-0,07 масс. % по катионному поверхностно-активному веществу (в пересчете на активное вещество), а в качестве нефтевытесняющего состава используют водный раствор полиакриламида с добавкой 1-3 масс. % ПКС, который представляет собой смесь неионогенного и катионного поверхностно-активных веществ в водном растворе полигликоля.
Поверхностно-активный комплексный состав - ПКС представляет собой синергетическую смесь поверхностно-активных веществ (неионогенного и катионного) и низкомолекулярного полигликоля в водном растворителе, и предназначен для использования в качестве высокоэффективной поверхностно-активной добавки в различные составы для технологий повышения нефтеотдачи пласта в нефтедобывающей отрасли, выпускается по ТУ 20.59.42-001-33521234-2018.
Эффективность реагента ПКС определяется способностью значительно снижать поверхностное натяжение на границе раздела фаз «вода-нефть», инвертировать смачиваемость породы, подавлять набухание глин, растворять асфальто-смолистые и парафинистые компоненты нефти.
В качестве полимеров для приготовления водоизолирующего и нефтевытесняющего составов по заявляемому способу могут быть использованы водорастворимые полиакриламиды (ПАА) отечественного или зарубежного производства со средней и высокой молекулярной массой (10-25 млн. ед.) и степенью гидролиза до 40%.
Для приготовления водоизолирующего состава, исходя из промысловой практики, используют 0,2-0,8 мас. % водные растворы полимера с добавкой сшивателя - ацетата хрома в количестве 10 мас. % от массы сухого полимера. Время гелеобразования состава должно превышать время, необходимое для его закачки в зону изоляции. Концентрация и время гелеобразования уточняются исходя из лабораторных исследований для каждого конкретного объекта воздействия.
Ацетат хрома (АХ), выпускается по ТУ 6-02-0009912-70-00 в виде 50% водного раствора.
Концентрация полимера в нефтевытесняющем водном растворе составляет 0,01-0,2 мас. %, (диапазон концентраций, наиболее часто используемый в технологиях увеличения охвата пласта заводнением), концентрация ПКС - 1,0-3,0 мас. %.
Оптимальные добавки ПКС в растворе полимера определены экспериментально по нефтеотмывающей способности, которую оценивали гравиметрическим методом по количеству удаленной нефти с металлических пластин, предварительно выдержанных в течение 1 минуты в нефти плотностью 873 кг/м3 и вязкостью 29,9 мПа⋅с.Удаление осуществляли при 20°С в течение 30 мин в водных растворах ПКС различной концентрации с периодическим встряхиванием. Результаты представлены в таблице 1.
Из таблицы видно, что увеличение концентрации ПКС свыше 3,0 мас. % (оп. 7 из таблицы 1) приводит к снижению отмыва нефти, что, возможно, связано с экранированием поверхности покрытой плотными адсорбционными слоями ПАВ и затруднением диффузионного доступа других молекул.
Уменьшение концентрации ПКС ниже 1,0 мас. %, приводит к снижению отмывающей способности (оп. 1 из таблицы 1). Сравнительный анализ с прототипом (оп. 8 из таблицы 1), показывает гораздо более высокую отмывающую способность растворов ПКС.
Сущность предлагаемого способа повышения нефтеотдачи пласта заключается в следующем.
Закачка водного раствора ПКС и гелеобразующего полимерного состава, по сути, предназначены для обработки призабойной зоны пласта, а последующая закачка полимерного раствора с растворенным в нем реагентом ПКС выполняет роль рабочего нефтевытесняющего агента.
В призабойную зону пласта предварительно закачивают водный раствор ПКС. При этом большая часть раствора движется по высокопроницаемой части пласта, вытесняя нефть к забою добывающей скважины, способствуя увеличению добычи нефти.
Меньшая часть указанного раствора под действием перепада давления между высокопроницаемым и низкопроницаемым пропластком продавливается в низкопроницаемый пропласток, покрывая его монослоем из молекул катионного поверхностно-активного вещества (КПАВ), содержащегося в составе ПКС, причем заряженная часть молекул ориентируется на поверхность коллектора, а гидрофобная часть простирается в поровое пространство.
Благодаря селективной ориентации полярных молекул КПАВ происходит гидрофобизация порового пространства низкопроницаемого пропластка, что препятствует интенсивному координационному взаимодействию закачиваемых следом реагентов гелеобразующего состава с поверхностью породы.
Закачиваемый гелеобразующий полимерный раствор, не вступая во взаимодействие с гидрофобизованной поверхностью породы низкопроницаемых пропластков, продавливается водой в наиболее промытые зоны пласта, где формируется и закрепляется гель, образуя надежный водоизолирующий экран.
При использовании данного способа обработки призабойной зоны, следует учитывать оптимальное значение концентрации КПАВ в закачиваемом растворе ПКС. Для достижения необходимого эффекта на поверхности низкопроницаемого пропластка должен образоваться монослой адсорбированных молекул КПАВ. В случае превышения оптимального значения, возможно образование нескольких слоев, молекулы в которых будут ориентироваться к уже имеющемуся гидрофобному слою, что приведет к повторной инверсии смачивания и переводу поверхности в гидрофильное состояние.
На основании проведенных лабораторных экспериментов по изменению смачиваемости плотно спрессованных образцов модельной породы пласта, пропитанных водными растворами ПКС, определена его оптимальная концентрация в закачиваемом водном растворе опережающей оторочки, равная 0,5-0,8 мас. %, что составляет 0,04-0,07 мас. % по катионному поверхностно-активному веществу. Определение инвертируемости смачиваемости породы проводили методом «сидячей капли» по изменению краевого угла смачивания тестируемой жидкостью (водным раствором полимера). Результаты представлены в таблице 2.
После закачки гелеобразующего состава, и продавливания его в зону изоляции, нагнетательную скважину останавливают на технологическую выдержку на время, необходимое для образования и упрочнения полимерного геля. Как правило, время выдержки составляет 10-24 часа и конкретизируется предварительными лабораторными испытаниями, в условиях аналогичных пластовым.
Во время технологического отстоя скважины, в низкопроницаемых пропластках протекает процесс десорбции пленочной и капиллярно удерживаемой нефти, что способствует увеличению коэффициента нефтевытеснения при дальнейшей закачке полимерного раствора.
После технологической выдержки, скважину включают в работу и осуществляют закачку рабочего агента - водного раствора полиакриламида с добавкой реагента ПКС. Объем закачки составляет 0,3-0,6 объема пор пласта, и зависит от гидродинамических условий скважины.
Закачиваемый водный раствор, загущенный полимером с добавкой ПКС, содержащем эффективные неионогенный и катионный ПАВы и низкомолекулярный полигликоль, способствует эффективному выравниванию профиля приемистости, за счет нивелирования вязкостей вытесняемой и вытесняющей жидкостей, увеличению нефтеотмывающей способности, за счет снижения межфазного натяжения на границе раздела сред и изменения смачиваемости породы, увеличению подвижности вытесняемой нефти, за счет растворения асфальтеновых и парафинистых компонентов, высокой проникающей способности раствора, за счет подавления набухания глинистых частиц породы.
В конечном итоге, предлагаемый способ обеспечивает направленное распределение закачиваемых составов в неоднородные по проницаемости зоны пласта, повышение эффективности добычи нефти путем регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины, за счет увеличения охвата пласта полимерным заводнением, вовлечения в разработку наиболее низкопроницаемых, нефтенасыщенных участков пласта, увеличение коэффициента нефтевытеснения, и, как следствие, повышение коэффициента нефтеотдачи.
Таким образом решается поставленная задача - повышение нефтеотдачи пласта с одновременным увеличением охвата пласта полимерным заводнением, повышением коэффициента нефтевытеснения и направленным воздействием сшитыми полимерными системами на высокопроницаемые пропластки нефтяной залежи.
Для подтверждения эффективности использования предлагаемого способа, в лаборатории были проведены фильтрационные эксперименты, в соответствии с ОСТ 39-195-86.
Испытания проводили на двухслойной модели пласта с возможностью проведения экспериментов как с общим входом и раздельными выходами, так и с раздельными входами и выходами. В качестве пористой среды использовали кварцевый песок с добавкой 5% бентонитовой глины. Длина модели составляла 200 мм, диаметр 26 мм. Одна с проницаемостью 1,0±0,2 мкм2, имитировала низкопроницаемый участок пласта, другая с проницаемостью 10,0±0,2 мкм2, имитировала высокопроницаемый участок пласта. В каждом опыте участки пласта вакуумировали и насыщали нефтью вязкостью 12,0 мПа⋅с до 100% нефтенасыщенности.
После этого проводили одновременное вытеснение нефти водой из обоих участков до достижения полной обводненности вытесняемой жидкости, получаемой из высокопроницаемого участка пласта (имитация процесса заводнения). Определяли остаточную нефтенасыщенность и проницаемость кернов.
По мере достижения равновесия в двухмерную модель пласта закачивали водный раствор ПКС в количестве 0,1 объема пор и 0,1 объема пор гелеобразующего состава. Для осуществления процесса гелеобразования систему выдерживали в покое в течение 24 часов. Затем через двухмерную модель пласта закачивали 0,3 поровых объема нефтевытесняющего состава и воду до полного обводнения вытесняемой жидкости, оценивая при этом общее количество вытесненной нефти и отдельно из высокопроницаемого и низкопроницаемого пропластков.
В таблице 3 приведены рецептуры и порядок закачиваемых составов.
Для подтверждения эффективности полимерного нефтевытесняющего состава с добавкой ПКС, был проведен фильтрационный эксперимент по описанной схеме с использованием в качестве нефтевытесняющего агента полимерного раствора без добавки ПКС (оп. 4 в таблице 3)
В лабораторных экспериментах использовали полиакриламид марки FP-307, производства ООО «СНФ Балтреагент», с молекулярной массой 11 млн.ед. и степенью гидролиза 10%.
По аналогии проведены эксперименты по прототипу (RU №2485301) с использованием той же марки полиакриламида, с приготовлением составов по рецептурам, указанным в патенте, без предварительной закачки водного раствора ПКС (оп. 5 в таблице 3).
Нефтевытесняющую способность (коэффициент прироста нефтеотдачи) определяли относительно коэффициента остаточной нефтенасыщенности после заводнения модели (% от остаточной нефти), по формуле: Кн=(КОНв-КОНс), где:
Кн - коэффициент прироста нефтеотдачи;
КОНс - коэффициент остаточной нефтенасыщенности, после закачки составов;
КОНв - коэффициент остаточной нефтенасыщенности, после закачки воды;
Для определения степени изоляции высокопроницаемого пропластка, в заверщении каждого эксперимента, осуществляли закачку воды отдельным входом только в этот участок. По изменению проницаемости в сравнении с первоначальной, рассчитывали коэффициент изоляции:
Кизол.=(К1-К2)/К1⋅100, %; где:
К1 - первоначальная проницаемость по воде, мкм2;
К2 - проницаемость по воде после формирования геля, мкм2.
Результаты фильтрационных экспериментов представлены в таблице 4.
Как видно из данных, приведенных в табл. 4, применение заявляемого способа приводит к достижению более высокого эффекта по сравнению с прототипом, а также при закачке водного раствора полиакриламида без добавки ПКС.
Заявляемый способ при использовании позволяет достичь:
- увеличения коэффициента изоляции высокопроницаемых пропластков;
- повышения прироста коэффициента нефтеотдачи.
Предлагаемый способ технологичен, применим при использовании стандартного технологического оборудования для проведения работ по увеличению нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов.
Claims (1)
- Способ повышения нефтеотдачи пласта, включающий проведение комплекса гидродинамических исследований и закачку через нагнетательную скважину в различный по проницаемости пласт нефтевытесняющего полимерного состава, с предварительной закачкой водоизолирующего состава, содержащего полиакриламид и ацетат хрома, отличающийся тем, что опережающей оторочкой осуществляют закачку 0,5-0,8 масс. % водного раствора поверхностно-активного комплексного состава - ПКС, что составляет 0,04-0,07 масс. % по катионному поверхностно-активному веществу (в пересчете на активное вещество), а в качестве нефтевытесняющего состава используют водный раствор полиакриламида с добавкой 1-3 масс. % ПКС, представляющего собой смесь неионогенного и катионного поверхностно-активных веществ в водном растворе низкомолекулярного полигликоля.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020106020A RU2739272C1 (ru) | 2020-02-07 | 2020-02-07 | Способ повышения нефтеотдачи пласта |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020106020A RU2739272C1 (ru) | 2020-02-07 | 2020-02-07 | Способ повышения нефтеотдачи пласта |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2739272C1 true RU2739272C1 (ru) | 2020-12-22 |
Family
ID=74063174
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020106020A RU2739272C1 (ru) | 2020-02-07 | 2020-02-07 | Способ повышения нефтеотдачи пласта |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2739272C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN116355603A (zh) * | 2023-03-21 | 2023-06-30 | 陕西延长石油（集团）有限责任公司 | 一种提高低渗透油藏采收率的非超低界面张力驱油剂及其制备方法与应用 |
Citations (9)
| 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 |
| RU2059799C1 (ru) * | 1993-03-10 | 1996-05-10 | Сергей Владимирович Гусев | Способ повышения нефтеотдачи пластов |
| RU2070282C1 (ru) * | 1992-02-21 | 1996-12-10 | Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Способ разработки нефтяного пласта |
| RU2250361C2 (ru) * | 2002-07-31 | 2005-04-20 | Гильмияров Рафик Раисович | Способ регулирования разработки нефтяной залежи |
| RU2276257C2 (ru) * | 2004-07-26 | 2006-05-10 | Закрытое акционерное общество "Карнек" | Способ разработки проницаемостно-неоднородных карбонатных трещиновато-кавернозных коллекторов |
| 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 |
| RU2485301C1 (ru) * | 2011-12-26 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ добычи нефти |
| RU2648399C2 (ru) * | 2016-06-20 | 2018-03-26 | Товарищество с ограниченной ответственностью "Алстронтелеком" | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин |
-
2020
- 2020-02-07 RU RU2020106020A patent/RU2739272C1/ru active
Patent Citations (9)
| 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 |
| RU2070282C1 (ru) * | 1992-02-21 | 1996-12-10 | Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Способ разработки нефтяного пласта |
| RU2059799C1 (ru) * | 1993-03-10 | 1996-05-10 | Сергей Владимирович Гусев | Способ повышения нефтеотдачи пластов |
| RU2250361C2 (ru) * | 2002-07-31 | 2005-04-20 | Гильмияров Рафик Раисович | Способ регулирования разработки нефтяной залежи |
| RU2276257C2 (ru) * | 2004-07-26 | 2006-05-10 | Закрытое акционерное общество "Карнек" | Способ разработки проницаемостно-неоднородных карбонатных трещиновато-кавернозных коллекторов |
| 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 |
| RU2485301C1 (ru) * | 2011-12-26 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ добычи нефти |
| RU2648399C2 (ru) * | 2016-06-20 | 2018-03-26 | Товарищество с ограниченной ответственностью "Алстронтелеком" | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN116355603A (zh) * | 2023-03-21 | 2023-06-30 | 陕西延长石油（集团）有限责任公司 | 一种提高低渗透油藏采收率的非超低界面张力驱油剂及其制备方法与应用 |
| CN116355603B (zh) * | 2023-03-21 | 2024-04-16 | 陕西延长石油（集团）有限责任公司 | 一种提高低渗透油藏采收率的非超低界面张力驱油剂及其制备方法与应用 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2671878C2 (ru) | Способ применения агентов для модификации поверхности при обработке подземных пластов | |
| EP2173832B1 (en) | Method for recovering crude oil from a subterranean formation | |
| EP3904484A1 (en) | Method for enhanced recovery of oil, using a polymer emulsion | |
| CA2998856C (en) | Chemical imbibition by gels containing surfactants for fractured carbonate reservoirs | |
| RU2739272C1 (ru) | Способ повышения нефтеотдачи пласта | |
| US8235113B2 (en) | Method of improving recovery from hydrocarbon reservoirs | |
| US4842071A (en) | Process for the selective reduction of water inflows in oil or gas producing wells | |
| RU2528183C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2348792C1 (ru) | Способ селективной изоляции водопритока к добывающим нефтяным скважинам | |
| RU2057914C1 (ru) | Способ добычи нефти | |
| RU2475635C1 (ru) | Способ разработки обводненной нефтяной залежи | |
| RU2252238C1 (ru) | Пенообразующий состав для перфорации продуктивных пластов | |
| RU2136870C1 (ru) | Способ изоляции промытых высокопроницаемых зон продуктивного пласта | |
| RU2693101C1 (ru) | Способ разработки обводненной нефтяной залежи | |
| RU2827252C1 (ru) | Состав для селективного ограничения водопритока в добывающих скважинах | |
| RU2120030C1 (ru) | Способ воздействия на призабойную зону нефтяного пласта или нефтяной пласт | |
| RU2747726C1 (ru) | Состав для потоковыравнивающих работ в нагнетательных скважинах | |
| RU2086757C1 (ru) | Способ добычи нефти | |
| RU2811129C1 (ru) | Состав для вытеснения нефти из пластов и селективного ограничения водопритоков | |
| WO2002097235A1 (en) | Process for reducing the production of water in oil wells | |
| RU2257463C1 (ru) | Способ регулирования разработки нефтяных месторождений | |
| RU2230184C2 (ru) | Способ обработки продуктивного пласта | |
| RU2109132C1 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи пластов | |
| RU2186197C2 (ru) | Способ ограничения водопритоков в скважинах, обводненных подошвенной водой, слабоконцентрированными растворами полимеров акрилового ряда | |
| RU2788935C1 (ru) | Способ временного блокирования продуктивного пласта в условиях аномально низких пластовых давлений |