RU2739777C1 - Способ обработки нефтяного пласта - Google Patents
Способ обработки нефтяного пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2739777C1 RU2739777C1 RU2020126489A RU2020126489A RU2739777C1 RU 2739777 C1 RU2739777 C1 RU 2739777C1 RU 2020126489 A RU2020126489 A RU 2020126489A RU 2020126489 A RU2020126489 A RU 2020126489A RU 2739777 C1 RU2739777 C1 RU 2739777C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- injection
- invert emulsion
- water
- volume
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 32
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 22
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 title 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 68
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 68
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims abstract description 67
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 63
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 44
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 29
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims abstract description 19
- 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 18
- 239000003784 tall oil Substances 0.000 claims abstract description 13
- SNQQPOLDUKLAAF-UHFFFAOYSA-N nonylphenol Chemical class CCCCCCCCCC1=CC=CC=C1O SNQQPOLDUKLAAF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 11
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 claims abstract description 10
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims abstract description 8
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 35
- TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Al]O[Al]=O TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 30
- 239000000047 product Substances 0.000 abstract description 19
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 12
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 8
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 abstract description 8
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 5
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 abstract 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 13
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 12
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 8
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 8
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 8
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 8
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 7
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 7
- 244000309464 bull Species 0.000 description 7
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 6
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 6
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 6
- 230000008859 change Effects 0.000 description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 6
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 5
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 5
- XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N Zinc monoxide Chemical compound [Zn]=O XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 4
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 4
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 description 4
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 4
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000009471 action Effects 0.000 description 3
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VSCWAEJMTAWNJL-UHFFFAOYSA-K aluminium trichloride Chemical compound Cl[Al](Cl)Cl VSCWAEJMTAWNJL-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 2
- 229920006318 anionic polymer Polymers 0.000 description 2
- 239000002585 base Substances 0.000 description 2
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 2
- 125000001449 isopropyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])(*)C([H])([H])[H] 0.000 description 2
- 239000000395 magnesium oxide Substances 0.000 description 2
- CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N magnesium oxide Inorganic materials [Mg]=O CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N magnesium;oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[Mg+2] AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 2
- 235000011121 sodium hydroxide Nutrition 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 2
- 239000011787 zinc oxide Substances 0.000 description 2
- 229910002012 Aerosil® Inorganic materials 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910021578 Iron(III) chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- -1 Neftenol Substances 0.000 description 1
- IGFHQQFPSIBGKE-UHFFFAOYSA-N Nonylphenol Natural products CCCCCCCCCC1=CC=C(O)C=C1 IGFHQQFPSIBGKE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical compound OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N acrylic acid group Chemical group C(C=C)(=O)O NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 150000001348 alkyl chlorides Chemical class 0.000 description 1
- DIZPMCHEQGEION-UHFFFAOYSA-H aluminium sulfate (anhydrous) Chemical compound [Al+3].[Al+3].[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O DIZPMCHEQGEION-UHFFFAOYSA-H 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 239000007900 aqueous suspension Substances 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- 235000013877 carbamide Nutrition 0.000 description 1
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011651 chromium Substances 0.000 description 1
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 1
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 description 1
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 1
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 1
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- RBTARNINKXHZNM-UHFFFAOYSA-K iron trichloride Chemical compound Cl[Fe](Cl)Cl RBTARNINKXHZNM-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 229920000728 polyester Polymers 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000004537 pulping Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 239000000344 soap Substances 0.000 description 1
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 0.000 description 1
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 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
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular 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
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к способам увеличения нефтеизвлечения из неоднородных по проницаемости нефтяных пластов. Технический результат - увеличение нефтеизвлечения, повышение охвата пласта воздействием и снижение обводненности добываемой продукции за счет вовлечения в разработку ранее неохваченных воздействием удаленных нефтенасыщенных зон пласта, повышение стабильности инвертной эмульсии и расширение технологических возможностей способа. Способ включает закачку в пласт инвертной эмульсии, состоящей из нефти или продуктов ее переработки, таллового масла, стабилизатора эмульсии и воды с минерализацией от 15 до 300 г/дм3.. При этом в состав инвертной эмульсии дополнительно включают изопропиловый спирт, а в качестве стабилизатора в инвертной эмульсии используют оксиэтилированный нонилфенол. Закачку инвертной эмульсии проводят в объеме 2-80 м3 при заданном соотношении компонентов и с использованием воды с минерализацией от 15 до 300 г/дм3. После закачки 50% запланированного объема закачку инвертной эмульсии прерывают и осуществляют закачку гелеобразующего состава в объёме 50-400 м3, включающего полиакриламид, оксид алюминия, ацетат хрома и воду при заданном соотношении компонентов. После закачки гелеобразующего состава возобновляют закачку оставшихся 50% объема инвертной эмульсии и продавливают в пласт водой с минерализацией 0,5−300 г/дм3 в объёме 15 м3. 1 пр., 3 табл.
Description
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам увеличения нефтеизвлечения из неоднородных по проницаемости нефтяных пластов.
Одним из направлений повышения эффективности разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов является применение технологий, направленных на перераспределение потоков закачиваемой воды путем блокирования высокопроницаемых прослоев и выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин. Действия технологий и составов для выравнивания профиля приемистости основано на образовании в поровом пространстве промытых высокопроницаемых пропластков продуктивного коллектора потокоотклоняющих барьеров, блокирующих движение воды, путем закачки различных композиций химреагентов, в частности инвертных эмульсий или полимерных составов с сшивающим агентом.
Известна инвертная эмульсия для обработки нефтяных пластов (Патент RU № 2153576, МПК Е21В 43/22, опубл. 27.07.2000 г., Бюл. № 21), содержащая жидкий углеводород, маслорастворимое поверхностно-активное вещество, хлористый кальций и воду. В качестве маслорастворимого поверхностно-активного вещества инвертная эмульсия содержит эмульгатор СИНОЛ-ЭМ – углеводородный раствор продукта взаимодействия кислот таллового масла с триэтаноламином и карбамидом, алкилхлорида и окиси алкилдиметиламина при следующем соотношении компонентов, мас. %: жидкий углеводород – 10,0-25,0; СИНОЛ-ЭМ – 0,3-5,0; хлористый кальций – 0,2-4,0; вода – остальное.
Также известна инвертная эмульсия для обработки нефтяных пластов (Патент RU № 2196224, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.01.2003 г., Бюл. № 1), содержащая жидкий углеводород, Нефтенол, хлористый кальций и воду. В качестве Нефтенола она содержит Нефтенол НЗт при следующем соотношении компонентов, мас. %: Жидкий углеводород – 10,0-20,0; Нефтенол НЗт - 0,3-5,0; Хлористый кальций – 0,8-12,0; вода – остальное.
Также известна инвертная эмульсия для обработки нефтяных пластов (Патент RU № 2333928, МПК С09К 8/584, опубл. 20.09.2008 г., Бюл. № 26), включающая жидкий углеводород, маслорастворимое поверхностно-активное вещество (ПАВ), хлористый кальций и воду. В качестве ПАВ инвертная эмульсия содержит эмульгатор ЭКС-ЭМ и дополнительно натр едкий при следующем соотношении компонентов, мас. %: жидкий углеводород – 10,0-25,0, эмульгатор ЭКС-ЭМ – 0,5-3,0, Хлористый кальций – 0,5-3,0, натр едкий – 0,02-0,2, вода – остальное.
Недостатком указанных эмульсионных составов является низкая эффективность их применения в неоднородных по проницаемости пластах из-за низкой вязкости инвертной эмульсии, вследствие чего не происходит блокирования высокопроницаемых прослоев и охват пласта остается незначительным.
Также известен способ разработки нефтяной залежи пластов (Патент RU № 2250989, МПК Е21В 43/22, опубл. 27.04.2005 г., Бюл. № 12), включающий последовательную закачку в обводненный пласт водных растворов соли поливалентного металла, водорастворимого полимера, водной суспензии дисперсных минеральных частиц с продвижением каждого реагента буферной водой и вытесняющего агента, при этом в пласт, обводненный пластовой водой с минерализацией выше 250 г/л, закачивают указанные растворы и суспензию, приготовленные на воде с минерализацией выше 250 г/л, используют в качестве соли поливалентного металла алюмохлорид или сульфат алюминия, или хлористое железо при 15-20 % концентрации, в качестве буферной воды и вытесняющего агента - воду с минерализацией выше 250 г/л, а в указанную суспензию дополнительно вводят сшивающий агент.
Недостатком способа является низкая прочность образующегося в пласте геля из-за плохой смешиваемости последовательно закачиваемых растворов в пластовых условиях, и, как результат, низкая эффективность блокирования высокопроницаемых зон пласта.
Также известен способ разработки неоднородного нефтяного пласта (Патент RU № 2431741, МПК Е21В 43/22, опубл. 20.10.2011 г., Бюл. № 29), включающий закачку в пласт водного раствора анионного полимера типа полиакриламида и соли поливалентного катиона в виде ацетата хрома, в водный раствор дополнительно вводят оксид цинка при следующем соотношении компонентов в воде, мас. %: полиакриламид – 0,3-1,0, ацетат хрома – 0,03-0,1, оксид цинка – 0,03-0,1. Полиакриламид и ацетат хрома смешивают в соотношении, близком 10:1, а полученный водный раствор продавливают в пласт водой в объеме, превышающем объем колонны труб, по которой закачивают водный раствор, не менее чем на 0,5 м3 с последующей технологической выдержкой на время гелеобразования водного раствора.
Недостатком способа является низкая эффективность действия состава из-за низкой селективности состава, в результате чего происходит блокирование низкопроницаемых пропластков.
Также известен способ разработки неоднородного нефтяного пласта (Патент RU № 2424426, МПК Е21В 43/22, С09К 8/90, опубл. 20.07.2011 г., Бюл. № 20), включающий закачку в пласт водного раствора анионного полимера типа полиакриламида и соли поливалентного катиона в виде ацетата хрома, в водный раствор дополнительно 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, при этом полиакриламид и ацетат хрома смешивают в соотношении, близком 10:1, а полученный водный раствор продавливают в пласт водой в объеме, превышающем объем колонны труб, по которой закачивают водный раствор, не менее чем на 0,5 м3 с последующей технологической выдержкой на время гелеобразования водного раствора.
Недостатком способа является низкая эффективность действия состава из-за низкой селективности состава, в результате чего происходит блокирование низкопроницаемых пропластков.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ обработки нефтяного пласта (Патент RU № 2644363, МПК Е21В 33/138, С09К 8/508, опубл. 09.02.2018 г., Бюл. № 4), включающий закачку в пласт инвертной эмульсии, состоящей из нефти или продуктов ее переработки, таллового масла, стабилизатора эмульсии - простого полиэфира, доломитовой муки или мела, или аэросила и воды с минерализацией от 15 до 300 г/дм3.
Недостатком известного способа является низкая эффективность его применения из-за недостаточного вовлечения в разработку неохваченных воздействием удаленных нефтенасыщенных зон пласта из-за того, что инвертная эмульсия будет загущаться в околоскважинном пространстве и ее фильтрация в удаленные зоны будет затруднена, а также из-за низкой стабильности эмульсии во времени. В результате снижается охват пласта воздействием, что приводит к снижению коэффициента нефтеизвлечения.
Техническими задачами предложения являются увеличение нефтеизвлечения, повышение охвата пласта воздействием и снижение обводненности добываемой продукции за счет вовлечения в разработку ранее неохваченных воздействием удаленных нефтенасыщенных зон пласта, повышение стабильности инвертной эмульсии и расширение технологических возможностей способа.
Технические задачи решаются способом обработки нефтяного пласта, включающим закачку в пласт инвертной эмульсии, состоящей из нефти или продуктов ее переработки, таллового масла, стабилизатора эмульсии и воды с минерализацией от 15 до 300 г/дм3.
Новым является то, что в состав инвертной эмульсии дополнительно включают изопропиловый спирт, в качестве стабилизатора в инвертной эмульсии используют оксиэтилированный нонилфенол, а закачку инвертной эмульсии проводят в объеме 2-80 м3 при следующем соотношении компонентов, мас. %:
талловое масло | 2,5-10 |
нефть или продукты ее переработки | 8,125-32,5 |
изопропиловый спирт | 0,625-2,5 |
оксиэтилированный нонилфенол | 1,25-5 |
вода с минерализацией от 15 до 300 г/дм3 | остальное, |
после закачки 50 % запланированного объема закачку инвертной эмульсии прерывают и осуществляют закачку гелеобразующего состава в объёме 50-400 м3, включающего полиакриламид, оксид алюминия, ацетат хрома и воду при следующем соотношении компонентов, мас. %:
полиакриламид | 0,3-1,0 |
ацетат хрома | 0,03-0,1 |
оксид алюминия | 0-0,05 |
вода | остальное, |
после закачки гелеобразующего состава возобновляют закачку оставшихся 50 % объема инвертной эмульсии и продавливают в пласт водой с минерализацией 0,5−300 г/дм3 в объёме 15 м3.
Для осуществления способа используют:
- нефть или продукты ее переработки, представляющие собой жидкую смесь углеводородов с температурой застывания ниже 0 оС и температурой самовоспламенения выше 40 оС;
- талловое масло, представляющее собой смесь органических соединений, преимущественно ненасыщенных и жирных кислот, продукт обработки серной кислотой сульфатного мыла, получаемого в качестве побочного продукта при варке целлюлозы сульфатным способом, по внешнему виду представляет собой тёмноокрашенную жидкость с резким запахом;
- оксиэтилированный нонилфенол со степенью оксиэтилирования 6, представляющий собой прозрачную маслорастворимую вязкую жидкость от бесцветного до светло-желтого цвета, усредненное число молей окиси этилена, присоединенное к молю нонилфенола, составляет 6;
- изопропиловый спирт (ГОСТ 9805-84);
- воду с минерализацией от 15 до 300 г/дм3;
- полиакриламид – синтетический полимер акрилового ряда отечественного или импортного производства, представляющий собой белый порошок с молекулярной массой от 5 млн. D до 12 млн. D и степенью гидролиза от 5 до 20 %;
- ацетат хрома, представляющий собой жидкость темно-зеленого цвета с запахом уксусной кислоты и массовой долей трехвалентного хрома не менее 10,2 %;
- оксид алюминия – мелкодисперсный кристаллический порошок белого цвета с насыпной плотностью 650-1000 г/дм3;
- воду.
Для продавки инвертной эмульсии в пласт используют воду с минерализацией 0,5−300 г/дм3.
Сущность способа заключается в следующем.
При обработке нефтяного пласта, представленного карбонатным коллектором, выполняют комплекс геофизических и гидродинамических исследований пластов, предварительно определяют начальную приёмистость нагнетательной скважины при давлении закачки, рассчитывают максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну. Уточняют объёмы закачиваемых инвертной эмульсии (в пределах 2-80 м3) и гелеобразующего состава (в пределах 50-400 м3).
В пласт с помощью насосных агрегатов ЦА-320 (или аналогов) закачивают первую оторочку, представляющую собой инвертную эмульсию, содержащую, % мас.: талловое масло – 2,5-10, нефть или продукты ее переработки – 8,125-32,5, изопропиловый спирт – 0,625-2,5, оксиэтилированный нонилфенол – 1,25-5 (в качестве стабилизатора), воду с минерализацией от 15 до 300 г/дм3 – остальное.
Инвертную эмульсию готовят следующим образом. На вход в скважину одновременно через тройник подают закачиваемую воду с минерализацией от 15 до 300 г/дм3 и смесь, включающую талловое масло, нефть или продукты ее переработки, изопропиловый спирт, оксиэтилированный нонилфенол. При этом указанную смесь предварительно готовят в условиях химбазы. При смешении турбулентных потоков (воды и смеси) в тройнике происходит образование инвертной эмульсии. Приготовленную таким образом инвертную эмульсию закачивают насосным агрегатом по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) через нагнетательную скважину в пласт в объеме 2-80 м3.
Пробу инвертной эмульсии также отбирают и исследуют в лабораторных условиях в течение 60 сут на стабильность путем визуального наблюдения расслоения фаз. Отсутствие расслоения фаз в течение 60 сут свидетельствует о стабильности эмульсии (см. таблицу 1).
После закачки 50 % запланированного объема инвертной эмульсии закачку инвертной эмульсии прерывают, при этом фиксируют изменение давления закачки.
Производят закачку второй оторочки, представляющей собой гелеобразующий состав, содержащий % мас.: полиакриламид – 0,3-1,0, ацетат хрома – 0,03-0,1, оксид алюминия – 0-0,05, вода – остальное. Закачку оторочки гелеобразующего состава в пласт осуществляют с использованием комплексной мобильной установки по приготовлению и закачке водных растворов сыпучих и жидких химреагентов (КУДР) следующим образом.
Смесь полиакриламида, ацетата хрома, оксида алюминия и воды готовят в смесительной ёмкости путём подачи закачиваемой воды с водовода на вход струйного насоса с одновременной дозировкой полиакриламида и оксида алюминия шнековым дозатором и ацетата хрома дозировочным насосом из ёмкости автоцистерны. Приготовленный таким образом гелеобразующий состав насосным агрегатом закачивают по колонне НКТ через нагнетательную скважину в пласт в объеме 50-400 м3. После окончания закачки запланированного объема фиксируют изменение давления закачки.
После окончания закачки гелеобразующего состава возобновляют закачку оставшихся 50 % объема инвертной эмульсии (третья оторочка). Закачку производят с помощью насосного агрегата по колонне НКТ через нагнетательную скважину в пласт. Фиксируют изменение давления закачки. После этого продавливают в пласт закачиваемой водой с минерализацией 0,5−300 г/дм3 в объёме 15 м3. Производят заключительные работы на скважине, определяют приемистость и возобновляют заводнение. Через 15 дней проводят геофизические исследования пластов.
Закачка первой оторочки инвертной эмульсии (50 % объема) благодаря селективному действию и регулируемым реологическим параметрам обеспечивает выравнивание фронта воздействия, позволяет заблокировать трещины и высокопроницаемые участки пласта. Высокая стабильность эмульсии позволяет достигать долговременного эффекта блокирования. Кроме того, активные компоненты эмульсионной системы адсорбируются на породе и гидрофобизируют её, тем самым снижая фазовую проницаемость по воде в водонасыщенной части пласта, увеличивается фильтрационное сопротивление для последующей оторочки. Закачка гелеобразующего состава (вторая оторочка) благодаря изначально низкой вязкости позволяет блокировать высокообводненные пропластки на удаленных зонах пласта. Последующая закачка оставшихся 50 % объема инвертной эмульсии (третья оторочка) способствует выравниванию фронта вытеснения. В результате происходит перераспределение фильтрационных потоков, растёт коэффициент охвата заводнением, что ведёт к повышению коэффициента нефтеизвлечения и снижению обводненности добываемой продукции.
Примеры конкретного выполнения.
В качестве объекта опытно-промышленных работ был выбран участок с одной нагнетательной и тремя добывающими скважинами. Пласты представлены терригенными коллекторами проницаемостью 0,180 мкм2, нефтенасыщенностью 88,5 %, пористостью 20,1-22,5 %, нефтенасыщенная толщина пласта – 4,4 м (три пропластка). По геофизическим исследованиям пластов: первый пропласток (2,2 м) принимает 180 м3/сут, второй пропласток (0,8 м) принимает 20 м3/сут, третий пропласток (1,6 м) не принимает (см. пример 1, таблица 2). Начальная приёмистость нагнетательной скважины определяется закачкой воды не менее одного часа после заполнения скважины. Приемистость нагнетательной скважины составляет 200 м3/сут при давлении закачки 7,8 МПа. Для нагнетательной скважины согласно анализу разработки участка рекомендованные объемы составляют: инвертной эмульсии 20 м3, гелеобразующего состава – 150 м3. При этом объем инвертной эмульсии делится на две части (первую и третью оторочки) по 10 м3 (по 50 % от общего объема).
В пласт с помощью насосных агрегатов ЦА-320 (или аналогов) закачивают первую оторочку инвертной эмульсии, содержащую, % мас.: талловое масло – 2,5, нефть или продукты ее переработки – 8,125, изопропиловый спирт – 0,625, оксиэтилированный нонилфенол – 1,25, воду с минерализацией 15 г/дм3 – 87,5 (см. пример 1, таблица 1).
Инвертную эмульсию готовят следующим образом: на вход в скважину одновременно через тройник подают 8,75 т (8,66 м3) закачиваемой воды с минерализацией 15 г/дм3 и 1,25 т (1,34 м3) смеси, включающей талловое масло, нефть или продукты ее переработки, изопропиловый спирт, оксиэтилированный нонилфенол, при этом указанную смесь предварительно готовят в условиях химбазы. При смешении турбулентных потоков в тройнике происходит образование инвертной эмульсии. Приготовленную таким образом инвертную эмульсию объемом 10 м3 насосным агрегатом закачивают по колонне НКТ через нагнетательную скважину в пласт.
Пробу инвертной эмульсии также отбирают и исследуют в лабораторных условиях в течение 60 сут на стабильность путем визуального наблюдения расслоения фаз. Отсутствие расслоения фаз в течение 60 сут свидетельствует о стабильности эмульсии.
После закачки 10 м3 инвертной эмульсии (50 % запланированного объема) закачку прерывают, при этом фиксируют увеличение давления закачки на 9 %.
Производят закачку второй оторочки гелеобразующего состава, содержащего % мас.: полиакриламид – 0,3, ацетат хрома – 0,03, оксид алюминия – 0,01, вода – 99,66. Объем второй оторочки 150 м3 Закачку второй оторочки в пласт осуществляют с использованием установки КУДР следующим образом.
Смесь полиакриламида, ацетата хрома, оксида алюминия и воды готовят в смесительной ёмкости путём подачи закачиваемой воды с водовода на вход струйного насоса с одновременной дозировкой полиакриламида и оксида алюминия шнековым дозатором и ацетата хрома дозировочным насосом из ёмкости автоцистерны. Приготовленную смесь насосным агрегатом закачивают по колонне НКТ через нагнетательную скважину в пласт. После окончания закачки запланированного объема фиксируют увеличение давления закачки на 14 %.
После окончания закачки гелеобразующего состава возобновляют закачку оставшихся 10 м3 (50 % объема) инвертной эмульсии (третья оторочка). Закачку производят с помощью насосного агрегата по колонне НКТ через нагнетательную скважину в пласт. Фиксируют увеличение давления закачки на 12 %.
После окончания закачки запланированный объём оторочек продавливают в пласт закачиваемой водой с минерализацией 0,5 г/дм3 в объёме 15 м3. Производят заключительные работы на скважине, определяют приемистость и возобновляют заводнение. Через 15 дней проводят геофизические исследования пластов.
Результаты исследований показывают, что произошло перераспределение фильтрационных потоков: первый пропласток стал принимать 80 м3/сут, второй пропласток – 50 м3/сут, третий пропласток 40 м3/сут, приемистость изменилась с 200 м3/сут при давлении 7,80 МПа до 170 м3/сут при давлении 10,5 МПа, общее изменение (увеличение) давления закачки составило 35 % (см. пример 1, таблица 2). Средняя обводненность добываемой продукции снизилась на 3,6 %, дебит нефти по участку увеличился на 4,7 т /сут (пример 1, таблица 3).
Остальные примеры осуществления способа обработки нефтяного пласта выполняют аналогично, результаты исследований приведены в таблицах 1-3.
Инвертная эмульсия во всех примерах стабильна не менее 60 сут. Давление закачки увеличилось в среднем на 45,6 %, обводненность добываемой продукции снизилась в среднем на 3,5 %, средний дебит по нефти увеличился на 3,2 т/сут (таблицы 2, 3).
Полученные результаты показывают, что происходит перераспределение фильтрационных потоков в пласте и, как следствие, подключение в работу неохваченных ранее воздействием низкопроницаемых нефтенасыщенных зон пласта, которое приводит к вовлечению в разработку ранее неохваченных воздействием удаленных нефтенасыщенных зон пласта, и, как следствие, увеличению охвата пласта воздействием, увеличению нефтеизвлечения, снижению обводненности добываемой продукции, а также повышению стабильности инвертной эмульсии.
Таким образом, предлагаемый способ обработки нефтяного пласта позволяет увеличить нефтеизвлечение, повысить охват пласта воздействием и снизить обводненность добываемой продукции за счет вовлечения в разработку ранее неохваченных воздействием удаленных нефтенасыщенных зон пласта, повысить стабильность инвертной эмульсии и расширить технологические возможности способа.
Таблица 1 – Содержание компонентов в инвертной эмульсии и в гелеобразующем составе
№ при мера |
Состав инвертной эмульсии, % мас. | Минерализация воды, дм3 | Стабильность эмульсии, сут., не менее | Гелеобразующий состав, % мас. | |||||||
Талловое масло | Нефть или продукты ее переработки | Изопропиловый спирт | Оксиэтили-рованный нонилфенол | Вода | Полиакриламид | Ацетат хрома | Оксид алюминия | Вода | |||
1 | 2,5 | 8,125 | 0,625 | 1,25 | 87,5 | 15 | 60 | 0,3 | 0,03 | 0,01 | 99,66 |
2 | 2,5 | 8,125 | 0,625 | 2,5 | 86,25 | 15 | 60 | 0,3 | 0,03 | 0,03 | 99,64 |
3 | 2,5 | 8,125 | 0,625 | 5,0 | 83,75 | 15 | 60 | 0,3 | 0,03 | 0,05 | 99,62 |
4 | 2,5 | 20 | 1,5 | 1,25 | 74,75 | 150 | 60 | 0,5 | 0,05 | 0 | 99,45 |
5 | 2,5 | 20 | 1,5 | 2,5 | 73,5 | 150 | 60 | 0,5 | 0,05 | 0,03 | 99,42 |
6 | 2,5 | 20 | 1,5 | 5,0 | 71 | 150 | 60 | 0,5 | 0,05 | 0,05 | 99,4 |
7 | 2,5 | 32,5 | 2,5 | 1,25 | 61,25 | 150 | 60 | 1,0 | 0,1 | 0 | 98,9 |
8 | 2,5 | 32,5 | 2,5 | 2,5 | 60 | 150 | 60 | 1,0 | 0,1 | 0,03 | 98,87 |
9 | 2,5 | 32,5 | 2,5 | 5,0 | 57,5 | 150 | 60 | 1,0 | 0,1 | 0,05 | 98,85 |
10 | 6 | 8,125 | 0,625 | 1,25 | 84 | 150 | 60 | 0,3 | 0,1 | 0 | 99,6 |
11 | 6 | 8,125 | 0,625 | 2,5 | 82,75 | 150 | 60 | 0,3 | 0,1 | 0,03 | 99,57 |
12 | 6 | 8,125 | 0,625 | 5,0 | 80,25 | 150 | 60 | 0,3 | 0,1 | 0,05 | 99,55 |
13 | 6 | 20 | 1,5 | 1,25 | 71,25 | 150 | 60 | 0,5 | 0,03 | 0 | 99,47 |
14 | 6 | 20 | 1,5 | 2,5 | 70 | 150 | 60 | 0,5 | 0,03 | 0,03 | 99,44 |
15 | 6 | 20 | 1,5 | 5,0 | 67,5 | 300 | 60 | 0,5 | 0,03 | 0,05 | 99,42 |
16 | 6 | 32,5 | 2,5 | 1,25 | 57,75 | 300 | 60 | 1,0 | 0,05 | 0 | 98,95 |
17 | 6 | 32,5 | 2,5 | 2,5 | 56,5 | 300 | 60 | 1,0 | 0,05 | 0,03 | 98,92 |
18 | 6 | 32,5 | 2,5 | 5,0 | 54 | 300 | 60 | 1,0 | 0,05 | 0,05 | 98,9 |
19 | 10 | 8,125 | 0,625 | 1,25 | 80 | 300 | 60 | 0,3 | 0,05 | 0 | 99,65 |
20 | 10 | 8,125 | 0,625 | 2,5 | 78,75 | 300 | 60 | 0,3 | 0,05 | 0,03 | 99,62 |
21 | 10 | 8,125 | 0,625 | 5,0 | 76,25 | 300 | 60 | 0,3 | 0,05 | 0,05 | 99,6 |
22 | 10 | 20 | 1,5 | 1,25 | 67,25 | 15 | 60 | 0,5 | 0,1 | 0 | 99,4 |
23 | 10 | 20 | 1,5 | 2,5 | 66 | 15 | 60 | 0,5 | 0,1 | 0,03 | 99,37 |
24 | 10 | 20 | 1,5 | 5,0 | 63,5 | 15 | 60 | 0,5 | 0,1 | 0,05 | 99,35 |
25 | 10 | 32,5 | 2,5 | 1,25 | 53,75 | 150 | 60 | 1,0 | 0,03 | 0 | 98,97 |
26 | 10 | 32,5 | 2,5 | 2,5 | 52,5 | 150 | 60 | 1,0 | 0,03 | 0,03 | 98,94 |
27 | 10 | 32,5 | 2,5 | 5,0 | 50 | 300 | 60 | 1,0 | 0,03 | 0,05 | 98,92 |
Таблица 2 – Параметры закачки
Номер участка нагн. скважины | Перфорирован-ная толщина пласта, м Работающая толщина пласта (до закачки), м |
Приёмистость нагнетательной скважины при давлении закачки, м3/сут / МПа | Номер примера из табл.1 | Объем инвертной эмульсии, м3 | Объем гелеобразующего состава (второй оторочки) м3 | Минерализация воды для продавки, г/дм3 | Объем продавки, м3 | Изменение давления закачки, % | |||
до закачки |
после закачки |
Общий объем | Первая оторочка | Третья оторочка | |||||||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 |
1 | 1245,8-1250,2 1245,8-1248,0 1248,0-1248,8 1248,8-1250,2 |
200/7,8 180 20 - |
170/10,5 80 50 40 |
1 | 20 | 10 | 10 | 150 | 0,5 | 15 | 35 |
2 | 1336,0-1342,0 1336,0-1338,4 1338,4-1342,0 |
180/8,4 150 30 |
150/10,5 70 80 |
2 | 10 | 5 | 5 | 100 | 110 | 15 | 25 |
3 | 1245,6-1253,2 1245,6-1248,4 1248,4-1250,6 1250,6-1253,2 |
240/6,0 80 120 40 |
190/9,2 50 60 80 |
3 | 40 | 20 | 20 | 250 | 120 | 15 | 53 |
4 | 1277,6-1290,0 1277,6-1283,2 1283,2-1284,0 1284,0-1290,0 |
240/5,9 190 30 20 |
190/10,2 50 40 100 |
4 | 40 | 20 | 20 | 250 | 115 | 15 | 72 |
5 | 1273,2-1284,0 1273,2-1274,4 1276,4-1280,4 1282,8-1284,0 |
300/6,8 90 210 - |
220/9,9 60 110 50 |
5 | 80 | 40 | 40 | 400 | 0,5 | 15 | 46 |
6 | 1218,0-1226,8 1218,0-1220,0 1220,0-1226,8 |
180/8,2 110 70 |
150/10,9 70 80 |
6 | 10 | 5 | 5 | 100 | 140 | 15 | 33 |
7 | 1243,2-1248,4 1243,2-1245,4 1245,4-1248,4 |
150/7,8 110 40 |
150/11,0 80 70 |
7 | 2 | 1 | 1 | 50 | 160 | 15 | 41 |
8 | 1273,0-1276,0 1273,0-1274,2 1274,2-1276,0 |
180/8,1 180 - |
150/10,5 90 60 |
8 | 10 | 5 | 5 | 100 | 80 | 15 | 30 |
9 | 1465,6-1473,0 1465,6-1466,6 14677,8-1470,6 1470,6-1473,0 |
200/8,4 50 150 - |
160/11,2 40 60 60 |
9 | 20 | 10 | 10 | 150 | 180 | 15 | 33 |
Продолжение таблицы 2
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 |
10 | 1320,0-1324,6 1320,0-1322,8 1322,8-1324,6 |
220/7,8 160 60 |
180/9,9 110 70 |
10 | 40 | 20 | 20 | 250 | 300 | 15 | 27 |
11 | 1342,8-1350,4 1342,8-1345,4 1345,4-1350,4 |
240/8,6 160 80 |
200/12,0 100 100 |
11 | 40 | 20 | 20 | 250 | 260 | 15 | 40 |
12 | 1243,8-1248,8 1243,8-1245,2 1245,2-1248,8 |
180/7,2 130 50 |
160/10,1 60 100 |
12 | 10 | 5 | 5 | 100 | 220 | 15 | 40 |
13 | 1280,0-1287,6 1280,0-1284,4 1284,4-1287,6 |
200/7,1 180 20 |
150/9,6 70 80 |
13 | 20 | 10 | 10 | 150 | 90 | 15 | 35 |
14 | 1190,4-1195,0 1190,4-1192,8 1192,8-1195,0 |
180/6,8 180 - |
130/10,5 60 70 |
14 | 10 | 5 | 5 | 100 | 180 | 15 | 54 |
15 | 1325,2-1335,0 1325,2-1329,2 1329,2-1335,0 |
320/6,0 240 80 |
240/8,6 120 120 |
15 | 80 | 40 | 40 | 400 | 70 | 15 | 43 |
16 | 1160,6-1165,8 1160,6-1163,4 1163,4-1165,8 |
220/6,9 180 40 |
180/9,0 110 70 |
16 | 40 | 20 | 20 | 250 | 0,5 | 15 | 30 |
17 | 1071,4-1084,0 1071,4-1075,4 1077,0-1079,6 1081,0-1084,0 |
240/5,0 80 160 0 |
200/8,8 60 80 60 |
17 | 40 | 20 | 20 | 250 | 300 | 15 | 76 |
18 | 1081,2-1092,2 1081,2-1088,4 1088,4-1092,2 |
350/6,4 280 70 |
280/9,1 170 110 |
18 | 80 | 40 | 40 | 400 | 230 | 15 | 42 |
19 | 1089,0-1098,6 1089,0-1095,6 1095,6-1098,6 |
320/5,9 300 20 |
180/9,4 100 80 |
19 | 80 | 40 | 40 | 400 | 140 | 15 | 59 |
20 | 1084,4-1093,6 1084,4-1086,6 1088,4-1093,6 |
280/6,5 240 40 |
160/9,6 80 80 |
20 | 60 | 30 | 30 | 320 | 60 | 15 | 48 |
21 | 1065,4-1075,8 1065,4-1067,9 1067,9-1071,4 1071,4-1075,8 |
240/5,5 50 140 50 |
210/8,7 60 80 70 |
21 | 40 | 20 | 20 | 250 | 80 | 15 | 58 |
Продолжение таблицы 2
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 |
22 | 1066,8-1072,0 1066,8-1069,2 1069,2-1072,0 |
190/5,9 150 40 |
140/8,6 80 60 |
22 | 20 | 10 | 10 | 150 | 0,5 | 15 | 46 |
23 | 1071,0-1078,0 1071,0-1072,4 1072,4-1075,8 1075,8-1078,0 |
220/6,4 150 40 20 |
200/9,2 70 70 60 |
23 | 40 | 20 | 20 | 250 | 300 | 15 | 44 |
24 | 1074,6-1083,0 1074,6-1078,8 1078,8-1083,0 |
150/6,0 130 20 |
140/9,5 80 60 |
24 | 2 | 1 | 1 | 50 | 120 | 15 | 58 |
25 | 1064,4-1079,4 1064,4-1072,8 1072,8-1076,2 1076,2-1079,4 |
300/6,1 220 60 20 |
180/8,5 60 70 50 |
25 | 80 | 40 | 40 | 400 | 140 | 15 | 39 |
26 | 1192,4-1201,0 1192,4-1197,6 1197,6-1201,0 |
240/6,3 190 50 |
160/10,1 90 70 |
26 | 40 | 20 | 20 | 250 | 60 | 15 | 60 |
27 | 1260,0-1272,4 1260,0-1269,8 1269,8-1272,4 |
220/7,1 200 20 |
170/11,6 100 70 |
27 | 40 | 20 | 20 | 250 | 80 | 15 | 63 |
Таблица 3 – Результаты исследований
Номер участка нагн. скважины | Средний дебит нефти по участку, т/сут | Средний дебит жидкости, т/сут | Средняя обводненность добываемой продукции, % | |||||
До закач-ки | После закач-ки | При-рост | До закачки |
После закачки | До закачки |
После закачки |
Изменение, % | |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
1 | 5,5 | 10,2 | +4,7 | 101,1 | 113,3 | 94,6 | 91 | 3,6 |
2 | 12,0 | 15,4 | +3,4 | 102,9 | 107,1 | 88,3 | 85,6 | 2,7 |
3 | 6,4 | 8,5 | +2,1 | 75,7 | 75,5 | 91,5 | 88,7 | 2,8 |
4 | 17,1 | 22,3 | +5,2 | 196,8 | 184,6 | 91,3 | 87,9 | 3,4 |
5 | 5,4 | 9 | +3,6 | 47,8 | 62,7 | 88,8 | 85,6 | 3,2 |
6 | 12,1 | 14,9 | +2,8 | 97,7 | 96,7 | 87,6 | 84,6 | 3 |
7 | 5,4 | 9,9 | +4,5 | 92,2 | 93,3 | 94,1 | 89,4 | 4,7 |
8 | 12,2 | 17,7 | +5,5 | 116,9 | 116,9 | 89,6 | 84,9 | 4,7 |
9 | 8,4 | 8,9 | +0,5 | 66,2 | 60,5 | 87,3 | 85,3 | 2 |
10 | 9,4 | 11,1 | +1,7 | 91,1 | 83,8 | 89,7 | 86,8 | 2,9 |
11 | 4,2 | 6,5 | +2,3 | 72,3 | 82 | 94,2 | 92,1 | 2,1 |
12 | 7,3 | 14,0 | +6,7 | 117,6 | 131,1 | 93,8 | 89,3 | 4,5 |
13 | 6,9 | 8,3 | +1,4 | 57,3 | 56,5 | 87,9 | 85,3 | 2,6 |
14 | 12,6 | 15,9 | +3,3 | 73 | 78,8 | 82,7 | 79,8 | 2,9 |
15 | 8,5 | 11,2 | +2,7 | 61,1 | 64 | 86,1 | 82,5 | 3,6 |
16 | 12,3 | 14,5 | +2,2 | 123,1 | 114,5 | 90 | 87,3 | 2,7 |
17 | 2,9 | 6,6 | +3,7 | 94,4 | 100,4 | 96,9 | 93,4 | 3,5 |
18 | 9,3 | 12,9 | +3,6 | 113,4 | 124,5 | 91,8 | 89,6 | 2,2 |
19 | 9,4 | 10,8 | +1,4 | 53,1 | 51 | 82,3 | 78,8 | 3,5 |
20 | 11,8 | 14,5 | +2,7 | 96,4 | 100,4 | 87,8 | 85,6 | 2,2 |
21 | 8,1 | 10,3 | +2,2 | 61 | 60,2 | 86,8 | 82,9 | 3,9 |
22 | 20,2 | 24,2 | +4,0 | 109,6 | 107,3 | 81,6 | 77,4 | 4,2 |
23 | 9,2 | 12,4 | +3,2 | 62,9 | 74,5 | 85,4 | 83,3 | 2,1 |
24 | 13,0 | 18,4 | +5,4 | 108 | 114,9 | 88 | 84 | 4 |
25 | 7,8 | 10,6 | +2,8 | 70,3 | 63,6 | 88,9 | 83,4 | 5,5 |
26 | 15,2 | 16,4 | +1,2 | 117,1 | 107 | 87 | 84,7 | 2,3 |
27 | 5,0 | 8,3 | +3,3 | 91,7 | 92,7 | 94,6 | 91 | 3,6 |
Примечание – Номера участков нагнетательных скважин соответствуют номерам участков нагнетательных скважин таблицы 2. |
Claims (5)
- Способ обработки нефтяного пласта, включающий закачку в пласт инвертной эмульсии, состоящей из нефти или продуктов ее переработки, таллового масла, стабилизатора эмульсии и воды с минерализацией от 15 до 300 г/дм3, отличающийся тем, что в состав инвертной эмульсии дополнительно включают изопропиловый спирт, в качестве стабилизатора в инвертной эмульсии используют оксиэтилированный нонилфенол, а закачку инвертной эмульсии проводят в объеме 2-80 м3 при следующем соотношении компонентов, мас.%:
-
талловое масло 2,5-10 нефть или продукты ее переработки 8,125-32,5 изопропиловый спирт 0,625-2,5 оксиэтилированный нонилфенол 1,25-5 вода с минерализацией от 15 до 300 г/дм3 остальное, - после закачки 50% запланированного объема закачку инвертной эмульсии прерывают и осуществляют закачку гелеобразующего состава в объёме 50-400 м3, включающего полиакриламид, оксид алюминия, ацетат хрома и воду при следующем соотношении компонентов, мас.%:
-
полиакриламид 0,3-1,0 ацетат хрома 0,03-0,1 оксид алюминия 0-0,05 вода остальное, - после закачки гелеобразующего состава возобновляют закачку оставшихся 50% объема инвертной эмульсии и продавливают в пласт водой с минерализацией 0,5−300 г/дм3 в объёме 15 м3.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2020126489A RU2739777C1 (ru) | 2020-08-07 | 2020-08-07 | Способ обработки нефтяного пласта |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2020126489A RU2739777C1 (ru) | 2020-08-07 | 2020-08-07 | Способ обработки нефтяного пласта |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2739777C1 true RU2739777C1 (ru) | 2020-12-28 |
Family
ID=74106445
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2020126489A RU2739777C1 (ru) | 2020-08-07 | 2020-08-07 | Способ обработки нефтяного пласта |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2739777C1 (ru) |
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2153576C1 (ru) * | 2000-01-20 | 2000-07-27 | Закрытое акционерное общество научно-производственная фирма "БУРСИНТЕЗ" | Инвертная эмульсия для обработки нефтяных пластов |
RU2184836C2 (ru) * | 2000-04-25 | 2002-07-10 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" | Способ селективного ограничения водопритоков в эксплуатационных скважинах |
RU2333928C1 (ru) * | 2007-01-26 | 2008-09-20 | ОАО "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. Академика Крылова" (ОАО "ВНИИнефть") | Инвертная эмульсия для обработки нефтяных пластов |
RU2471060C2 (ru) * | 2011-02-18 | 2012-12-27 | Давид Энверович Мухарский | Способ изоляции водопритока в добывающих скважинах |
RU2583104C1 (ru) * | 2014-12-17 | 2016-05-10 | Виталий Вячеславович Сергеев | Способ обработки призабойной зоны пласта |
RU2644363C1 (ru) * | 2016-12-29 | 2018-02-09 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Состав для ограничения водопритока в добывающей скважине |
WO2018035317A1 (en) * | 2016-08-19 | 2018-02-22 | Waymo Llc | Method and system for determining and dynamically updating a route and driving style for passenger comfort |
-
2020
- 2020-08-07 RU RU2020126489A patent/RU2739777C1/ru active
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2153576C1 (ru) * | 2000-01-20 | 2000-07-27 | Закрытое акционерное общество научно-производственная фирма "БУРСИНТЕЗ" | Инвертная эмульсия для обработки нефтяных пластов |
RU2184836C2 (ru) * | 2000-04-25 | 2002-07-10 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" | Способ селективного ограничения водопритоков в эксплуатационных скважинах |
RU2333928C1 (ru) * | 2007-01-26 | 2008-09-20 | ОАО "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. Академика Крылова" (ОАО "ВНИИнефть") | Инвертная эмульсия для обработки нефтяных пластов |
RU2471060C2 (ru) * | 2011-02-18 | 2012-12-27 | Давид Энверович Мухарский | Способ изоляции водопритока в добывающих скважинах |
RU2583104C1 (ru) * | 2014-12-17 | 2016-05-10 | Виталий Вячеславович Сергеев | Способ обработки призабойной зоны пласта |
WO2018035317A1 (en) * | 2016-08-19 | 2018-02-22 | Waymo Llc | Method and system for determining and dynamically updating a route and driving style for passenger comfort |
RU2644363C1 (ru) * | 2016-12-29 | 2018-02-09 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Состав для ограничения водопритока в добывающей скважине |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2398958C1 (ru) | Способ регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины (варианты) | |
RU2610958C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2704166C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта | |
RU2627785C1 (ru) | Способ регулирования профиля приёмистости нагнетательной скважины (варианты) | |
RU2739777C1 (ru) | Способ обработки нефтяного пласта | |
EA016322B1 (ru) | Способ ограничения отбора попутной воды из водонефтеносного подземного пласта | |
RU2689937C1 (ru) | Сухокислотный состав для кислотной обработки карбонатных и терригенных коллекторов и способ его применения | |
RU2547025C1 (ru) | Способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов (варианты) | |
RU2483202C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта | |
RU2397195C1 (ru) | Гелеобразующие составы для ограничения водопритока в скважину | |
RU2610961C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приёмистости в нагнетательной скважине | |
RU2529975C1 (ru) | Состав многофункционального реагента для физико-химических медотов увеличения нефтеотдачи (мун) | |
RU2487234C1 (ru) | Способ разработки неоднородных по проницаемости обводненных нефтяных пластов | |
RU2620685C1 (ru) | Гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного пласта | |
RU2618547C1 (ru) | Способ разработки карбонатного нефтяного пласта (варианты) | |
SU681993A1 (ru) | Способ разработки нефт ного месторождени | |
RU2405926C1 (ru) | Способ проведения ремонтно-изоляционных работ в условиях больших поглощений | |
RU2652238C1 (ru) | Способ термохимической обработки нефтяного пласта (варианты) | |
RU2086757C1 (ru) | Способ добычи нефти | |
RU2789897C1 (ru) | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта | |
RU2792491C1 (ru) | Способ разработки карбонатного коллектора верей-башкирских объектов | |
RU2409737C1 (ru) | Способ глушения скважины | |
RU2793057C1 (ru) | Полимерный состав для внутрипластовой водоизоляции терригенных коллекторов | |
RU2347896C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
RU2815111C1 (ru) | Полимер-дисперсный состав для увеличения охвата неоднородного нефтяного пласта заводнением |