RU2747855C2 - Способ добычи вязкой нефти из подземных месторождений - Google Patents
Способ добычи вязкой нефти из подземных месторождений Download PDFInfo
- Publication number
- RU2747855C2 RU2747855C2 RU2017121328A RU2017121328A RU2747855C2 RU 2747855 C2 RU2747855 C2 RU 2747855C2 RU 2017121328 A RU2017121328 A RU 2017121328A RU 2017121328 A RU2017121328 A RU 2017121328A RU 2747855 C2 RU2747855 C2 RU 2747855C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- temperature
- injected
- formulation
- production
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 60
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 124
- 238000009472 formulation Methods 0.000 claims abstract description 100
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 93
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 84
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 77
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 77
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims abstract description 17
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 9
- 239000013011 aqueous formulation Substances 0.000 claims description 54
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 claims description 23
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 19
- 239000012190 activator Substances 0.000 claims description 14
- VSCWAEJMTAWNJL-UHFFFAOYSA-K aluminium trichloride Chemical compound Cl[Al](Cl)Cl VSCWAEJMTAWNJL-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims description 12
- VKYKSIONXSXAKP-UHFFFAOYSA-N hexamethylenetetramine Chemical class C1N(C2)CN3CN1CN2C3 VKYKSIONXSXAKP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 claims description 7
- 235000010299 hexamethylene tetramine Nutrition 0.000 claims description 5
- BNGXYYYYKUGPPF-UHFFFAOYSA-M (3-methylphenyl)methyl-triphenylphosphanium;chloride Chemical compound [Cl-].CC1=CC=CC(C[P+](C=2C=CC=CC=2)(C=2C=CC=CC=2)C=2C=CC=CC=2)=C1 BNGXYYYYKUGPPF-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 4
- 239000004312 hexamethylene tetramine Chemical class 0.000 claims description 4
- 150000003672 ureas Chemical class 0.000 claims description 4
- XBIUWALDKXACEA-UHFFFAOYSA-N 3-[bis(2,4-dioxopentan-3-yl)alumanyl]pentane-2,4-dione Chemical compound CC(=O)C(C(C)=O)[Al](C(C(C)=O)C(C)=O)C(C(C)=O)C(C)=O XBIUWALDKXACEA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- HDYRYUINDGQKMC-UHFFFAOYSA-M acetyloxyaluminum;dihydrate Chemical compound O.O.CC(=O)O[Al] HDYRYUINDGQKMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- 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 claims description 3
- 229940009827 aluminum acetate Drugs 0.000 claims description 3
- 150000001913 cyanates Chemical class 0.000 claims description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 53
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 53
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract description 29
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 abstract description 14
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 11
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 10
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 4
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 149
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 51
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 45
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 21
- AZDRQVAHHNSJOQ-UHFFFAOYSA-N alumane Chemical class [AlH3] AZDRQVAHHNSJOQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 12
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 10
- 239000002585 base Substances 0.000 description 9
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 9
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 7
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 7
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 7
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 7
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000011161 development Methods 0.000 description 6
- 239000000047 product Substances 0.000 description 6
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 6
- 230000008859 change Effects 0.000 description 5
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 5
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 5
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 5
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000005189 flocculation Methods 0.000 description 4
- 230000016615 flocculation Effects 0.000 description 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 4
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 description 4
- 150000002736 metal compounds Chemical class 0.000 description 4
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 4
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 4
- 229910004298 SiO 2 Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 3
- -1 aluminum hydroxide chloride Chemical compound 0.000 description 3
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 229920003086 cellulose ether Polymers 0.000 description 3
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 3
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 3
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 3
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 3
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 2
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 2
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 2
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 2
- WNROFYMDJYEPJX-UHFFFAOYSA-K aluminium hydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[OH-].[Al+3] WNROFYMDJYEPJX-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 2
- REDXJYDRNCIFBQ-UHFFFAOYSA-N aluminium(3+) Chemical class [Al+3] REDXJYDRNCIFBQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229940024545 aluminum hydroxide Drugs 0.000 description 2
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 description 2
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 2
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 2
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 2
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 2
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 2
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 2
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 2
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 2
- LVYZJEPLMYTTGH-UHFFFAOYSA-H dialuminum chloride pentahydroxide dihydrate Chemical compound [Cl-].[Al+3].[OH-].[OH-].[Al+3].[OH-].[OH-].[OH-].O.O LVYZJEPLMYTTGH-UHFFFAOYSA-H 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 2
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 2
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 2
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 2
- 239000013529 heat transfer fluid Substances 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 2
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 2
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 2
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 2
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 150000004760 silicates Chemical class 0.000 description 2
- 150000003377 silicon compounds Chemical class 0.000 description 2
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L sodium carbonate Substances [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 2
- 238000005979 thermal decomposition reaction Methods 0.000 description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 2
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 9H-xanthene Chemical compound C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- MGJKQDOBUOMPEZ-UHFFFAOYSA-N N,N'-dimethylurea Chemical compound CNC(=O)NC MGJKQDOBUOMPEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 108010009736 Protein Hydrolysates Proteins 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000010795 Steam Flooding Methods 0.000 description 1
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 239000012670 alkaline solution Substances 0.000 description 1
- 229940024546 aluminum hydroxide gel Drugs 0.000 description 1
- SMYKVLBUSSNXMV-UHFFFAOYSA-K aluminum;trihydroxide;hydrate Chemical compound O.[OH-].[OH-].[OH-].[Al+3] SMYKVLBUSSNXMV-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 150000001450 anions Chemical class 0.000 description 1
- 238000009529 body temperature measurement Methods 0.000 description 1
- 159000000007 calcium salts Chemical class 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K chromium(3+);triacetate Chemical compound [Cr+3].CC([O-])=O.CC([O-])=O.CC([O-])=O WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 1
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 1
- ORTQZVOHEJQUHG-UHFFFAOYSA-L copper(II) chloride Chemical compound Cl[Cu]Cl ORTQZVOHEJQUHG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 230000002542 deteriorative effect Effects 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 230000001747 exhibiting effect Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 125000002485 formyl group Chemical class [H]C(*)=O 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 150000004679 hydroxides Chemical class 0.000 description 1
- 150000002484 inorganic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 239000002609 medium Substances 0.000 description 1
- 229910021645 metal ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 229920000609 methyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000001923 methylcellulose Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 125000005608 naphthenic acid group Chemical group 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 1
- 239000008385 outer phase Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 150000002989 phenols Chemical class 0.000 description 1
- 230000001376 precipitating effect Effects 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 239000003380 propellant Substances 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 230000000979 retarding effect Effects 0.000 description 1
- 238000012552 review Methods 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- ZNCPFRVNHGOPAG-UHFFFAOYSA-L sodium oxalate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C(=O)C([O-])=O ZNCPFRVNHGOPAG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229940039790 sodium oxalate Drugs 0.000 description 1
- 239000001488 sodium phosphate Substances 0.000 description 1
- 229910000162 sodium phosphate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 0.000 description 1
- 230000001960 triggered effect Effects 0.000 description 1
- RYFMWSXOAZQYPI-UHFFFAOYSA-K trisodium phosphate Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].[O-]P([O-])([O-])=O RYFMWSXOAZQYPI-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 1
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/592—Compositions used in combination with generated heat, e.g. by steam injection
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/20—Displacing by water
-
- 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
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/32—Preventing gas- or water-coning phenomena, i.e. the formation of a conical column of gas or water around wells
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Fats And Perfumes (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Lubricants (AREA)
Abstract
Изобретение относится к технологии нефтедобычи, в частности к способам добычи нефти из подземных нефтяных месторождений. Технический результат – снижение обводнения продукции, повышение степени извлечения запасов, возможность глубоко закачать блокирующий состав в зоны с высокой проницаемостью в нефтяной формации, надежная блокировка каналов высокой проницаемости во время вытеснения паром. Способ добычи нефти из подземного нефтяного месторождения, включающего по меньшей мере один нефтеносный слой L, в которое пробурены по меньшей мере одна нагнетательная скважина и по меньшей мере одна добывающая скважина, включает в себя следующие этапы: (1) нагнетание по меньшей мере одной водной рецептуры F, которая при нагреве до критической температуры TK или выше образует гель, через указанную по меньшей мере одну нагнетательную скважину в указанный по меньшей мере один нефтеносный слой L, причем температура TL указанного по меньшей мере одного нефтеносного слоя L составляет от 8 до 60°С и температура TK выше температуры TL указанного по меньшей мере одного нефтеносного слоя L, (2) прямой и/или непрямой нагрев по меньшей мере части закачанной на этапе (1) водной рецептуры F путем нагнетания водяного пара в нефтяное месторождение, причем температура закачиваемого водяного пара составляет от 200 до 350°С, (3) добычу нефти через по меньшей мере одну добывающую скважину, причем температура водной рецептуры F при нагнетании в соответствии с этапом (1) находится ниже ее критической температуры TK, а этап (2) реализуют по меньшей мере до тех пор, пока по меньшей мере часть закачанной на этапе (1) водной рецептуры F не нагреется до температуры, по меньшей мере равной TK. 11 з.п. ф-лы, 5 ил., 1 табл.
Description
Настоящее изобретение относится к области технологии нефтедобычи, в частности, способам добычи нефти из подземных нефтяных месторождений.
В способе добычи нефти из подземных нефтяных месторождений для повышения выхода нефти блокируют обладающие высокой проницаемостью участки нефтяной формации путем закачки в месторождение по меньшей мере одной рецептуры, причем температуру рецептуры доводят до значения, при котором вязкость существенно повышается, только уже в месторождении, путем закачки водяного пара. Способ можно применять, в частности, на конечных стадиях разработки месторождений, между заводнением месторождений и вытеснения из них паром.
В природных нефтяных месторождениях нефть находится в полостях пористых пород-коллекторов, закрытых со стороны земной поверхности непроницаемыми покровными слоями. Помимо нефти, включая некоторую долю природного газа, месторождение также содержит более или менее соленую воду. Полости могут представлять собой очень мелкие полости, капилляры, поры и т.п., например, таковые диаметром всего лишь около 1 мкм; помимо этого формация, однако, может иметь и участки с порами большего диаметра и/или естественные разломы. В нефтяном месторождении могут присутствовать один или несколько нефтеносных слоев.
После буровой проходки до нефтеносных слоев нефть из-за естественного давления в месторождении сначала течет к добывающим скважинам и фонтанирует на поверхность земли. Эту фазу нефтедобычи специалисты называют первичной добычей. При неблагоприятных условиях в месторождении, например, высокой вязкости нефти, быстром падении давления в месторождении или высоком сопротивлении Течению в нефтеносных слоях, фонтанная добыча быстро прекращается. Посредством первичной добычи в среднем можно извлечь лишь 2-10% нефти, исходно имеющейся в месторождении. В случае вязких сортов нефти фонтанное поступление, как правило, вообще невозможно.
Поэтому, чтобы повысить отдачу, применяют методы так называемой вторичной добычи.
Самый распространенный способ вторичной нефтедобычи - это заводнение. При этом через так называемые нагнетательные скважины в нефтеносные пласты закачивают воду. Из-за этого давление в месторождении искусственно повышается, и нефть выдавливается от нагнетательных скважин к добывающим скважинам. Заводнение при определенных обстоятельствах может существенно повысить степень отдачи.
В идеальном случае при заводнении водяной фронт, начинающийся от нагнетательной скважины, должен равномерно оттеснять нефть по всей нефтяной формации к добывающей скважине. На практике, однако, в нефтяной формации имеются участки, различающиеся по сопротивлению течению. Помимо мелкопористых пород-коллекторов, насыщенных нефтью, с высоким сопротивлением течению воды, имеются также участки с низким сопротивлением течению воды, как, например, природные или искусственные разломы или участки с высокой проницаемостью в породах-коллекторах. Такие проницаемые участки могут представлять собой и участки, из которых нефть уже извлечена. При заводнении нагнетаемая вода естественным образом течет от нагнетательной скважины к добывающей скважине по путям с низким сопротивлением течению. Вследствие этого мелкопористые насыщенные нефтью участки месторождения с высоким сопротивлением течению не заводняются, а из добывающей скважины извлекают все больше воды и все меньше нефти. В такой ситуации специалист говорит об «обводненности продукции». Указанные эффекты особенно выражены в случае тяжелых или вязких сортов нефти. Чем выше вязкость нефти, тем вероятнее быстрое обводнение продукции.
Для добычи нефти из месторождений с высокой вязкостью нефть можно также нагреть нагнетанием в месторождение горячего пара, что позволит снизить вязкость нефти. Как и при заводнении, однако, горячий пар и паровой конденсат тоже могут нежелательно быстро пробиться через зоны высокой проницаемости от нагнетательных скважин к добывающим скважинам, из-за чего снижается продуктивность третичной добычи.
В настоящее время при разработке месторождений с вязкой нефтью обычно осуществляют оба этапа - сначала заводнение, а затем вытеснение паром. Блокировку каналов высокой проницаемости во время вытеснения паром технологически затруднительно осуществить из-за очень высоких температур в окружении нагнетательной скважины.
На нынешнем уровне техники известны меры для закрытия таких зон высокой проницаемости между нагнетательными и добывающими скважинами посредством надлежащих мероприятий. Благодаря этому происходит блокировка зон высокой проницаемости с малым сопротивлением течению, а заводняющая вода или вытесняющий пар снова протекают по насыщенным нефтью слоям низкой проницаемости. Такие мероприятия известны также как «выравнивание профиля приемистости» (Conformance Control). Обзор мероприятий по выравниванию профиля приемистости приведен в публикации Borling et al. “Pushing out the oil with Conformance Control” в Oilfield Review (1994), начиная со стр. 44.
Для выравнивания профиля приемистости можно применять рецептуры определенных химических веществ, обладающие сравнительно низкой вязкостью, которые легко закачать в формацию, и вязкость которых значительно возрастает только после нагнетания в формацию в условиях, имеющих место в формации. Такие рецептуры содержат подходящие для увеличения вязкости неорганические, органические или полимерные компоненты. С одной стороны, повышение вязкости закачанной рецептуры может просто развиваться с временной задержкой. Известны, однако, также и рецептуры, у которых увеличение вязкости по существу запускается повышением температуры, когда закачанная рецептура постепенно нагревается в месторождении до температуры месторождения. Рецептуры, вязкость которых возрастает только в условиях, имеющих место в формации, известны, например, как «термогели» или «системы замедленного желатинирования» (delayed gelling systems). Продуктивное использование этих рецептур возможно, однако, только в месторождениях, температура которых превышает 60°C.
В заявке SU 1654554 А1 раскрыт способ добычи нефти, при реализации которого в нефтяные формации нагнетают смеси, содержащие хлорид алюминия или нитрат алюминия, мочевину и воду. При повышенной температуре в формации мочевина гидролизуется на диоксид углерода и аммиак. Образующийся аммиак существенно повышает значение рН воды, благодаря чему выпадает в осадок очень вязкий гель гидроксида алюминия, который закупоривает участки высокой проницаемости.
В заявке US 2008/0035344 А1 раскрыта смесь для блокирования подземных формаций с замедленным желатинированием, которая содержит по меньшей мере один растворимый в кислоте и пригодный к поперечной сшивке полимер, например, частично гидролизованный полиакриламид, частично нейтрализованную соль алюминия, например, хлорид гидроксида алюминия, а также активатор, который в условиях формации способен выделять основания, например, мочевину, замещенную мочевину или гексаметилентетрамин. Смесь предпочтительно применяют при температуре от 0 до 40°C, а желатинирование ее происходит при температурах выше 50°C, в зависимости от условий применения, в течение периода от 2 ч до 10 дней.
В патенте RU 2339803 С2 описан способ блокирования обладающих высокой проницаемостью участков в нефтяных месторождениях, при реализации которого сначала определяют объем подлежащего блокированию участка с высокой проницаемостью. Затем в подлежащий блокированию участок нагнетают рецептуру на водной основе, содержащую карбоксиметилцеллюлозу, а также ацетат хрома в качестве агента поперечной сшивки, причем объем подлежащей закачке смеси составляет 15% от общего объема участка, подлежащего блокированию. На следующем этапе впрыскивают водную рецептуру, содержащую полиакриламид и агент поперечной сшивки.
В патенте RU 2361074 описан способ блокирования обладающих высокой проницаемостью участков в нефтяных месторождениях с высокой температурой, при реализации которого по порциям закачивают рецептуры на основе мочевины и солей алюминия.
В публикации L.K. Altunina und V.A. Kushinov, Oil & Gas Science and Technology - Rev. IFP, Vol. 63 (2008), стр. 37-48 описаны различные термогели и их применение для нефтедобычи, в том числе термогели на основе мочевины и соли алюминия, а также термогели на основе эфиров целлюлозы.
В патенте US 4,141,416 раскрыт способ третичной нефтедобычи, при реализации которого в нефтяную формацию закачивают щелочной водный раствор силикатов для понижения поверхностного натяжения на границе раздела фаз воды и нефти, и благодаря этому снижают это поверхностное натяжение. В одном из вариантов можно одновременно закупоривать проницаемые участки нефтяной формации, для чего на втором этапе дополнительно закачивают такие компоненты как, например, кислоты, которые способны формировать осадок, взаимодействуя со щелочным раствором силикатов.
В патенте US 4,300,634 описан способ блокировки участков высокой проницаемости с помощью пен. Для этого применяют способный вспениваться гель, который содержит воду, поверхностно-активное вещество, гелеобразователь, альдегид и фенольное соединение. Гель изготавливают на поверхности земли в баке путем смешивания компонентов, а затем закачивают в нефтяное месторождение. Гелеобразователь препятствует ценообразованию при закачивании. После этого в нефтяное месторождение нагнетают водяной пар, чтобы вызвать термическое разложение гелеобразователя. Из-за термического разложения гелеобразователя вязкость геля быстро снижается, так что может сформироваться пена, в которой внешнюю фазу образует вода, а газовую фазу - водяной пар.
Недостаток геля, описанного в патенте US 4,300,634 состоит в том, что из-за его высокой вязкости гель поступает только в ближние зоны нагнетательной скважины. Также невыгодно то, что пены относительно нестабильны, и могут опадать, так что способом, описанным в патенте US 4,300,634, удается добиться лишь ограниченной во времени блокировки зон высокой проницаемости в нефтяном месторождении.
Для формирования стабильных пен после пенообразования обычно необходимо выдержать паузу. При реализации способа из патента US 4,300,634 пенообразование происходит одновременно с гидродинамическим воздействием волны затопления на закачанный гель. Гидродинамическое воздействие особо сильно, в частности, в ближних зонах скважины, так что пены особо интенсивно повреждаются в ближних зонах скважины.
В патенте RU 2338768 С1 описан способ блокировки проницаемых участков в нефтяных месторождениях, при реализации которого в нефтяную формацию нагнетают в каждом случае по отдельности раствор, содержащий фосфат натрия, оксалат натрия, карбонат натрия и смесь карбоксиметилцеллюлозы с ксантаном, а также второй раствор, содержащий хлорид кальция, хлорид меди и хлорид алюминия, причем обе рецептуры под землей смешиваются. Чтобы предотвратить преждевременное перемешивание, между двумя рецептурами в нефтяную формацию можно закачать еще одну порцию воды. После смешивания рецептуры образуют осадки из труднорастворимых гидроксидов и солей кальция.
Время, которое необходимо описанным выше гелеобразующим рецептурам для формирования геля, зависит не только от состава и концентрации компонентов, но и, естественно, от температуры, причем гелеобразование происходит тем быстрее, чем выше температура. В то время как при температурах в 50-120°C для гелеобразования могут потребоваться часы, дни или вообще недели, при более высоких температурах гелеобразование происходит значительно быстрее. Так, согласно L.K. Altunina и V.А. Kushinov, Oil & Gas Science and Technology - Rev. IFP, Vol. 63 (2008), стр. 37-48 в гелеобразующей рецептуре, содержащей соли алюминия и мочевину, при 150°C формирование геля начинается через 40 мин, при 200°C через 20 мин, а при 250°C - через 10 мин. Если такие рецептуры закачивают в горячую нагнетательную скважину либо же в горячую формацию, то высок риск того, что гелеобразование начнется уже в непосредственной близости к нагнетательной скважине, поскольку скорость течения рецептуры в нефтяной формации по большей части столь низка, что рецептуры после закачивания нагреваются очень быстро.
Таким образом, закачанные рецептуры вообще не достигают участков высокой проницаемости, которые они, собственно говоря, должны блокировать; напротив, вязкие гели образуются уже возле нагнетательной скважины либо же в ближней зоне скважины. Участки высокой проницаемости в месторождении, однако, могут иметь протяженность в несколько сот метров. Таким образом, при использовании описанных выше термогелевых рецептур снижается только проницаемость ближней зоны скважины.
В настоящее время разработку месторождений с вязкой нефтью (более 30 сП) обычно осуществляют посредством следующих этапов - сначала заводнение, а затем вытеснение паром. Блокировку каналов высокой проницаемости во время вытеснения паром технологически затруднительно осуществить, как это описано выше, из-за очень высоких температур в окружении нагнетательной скважины.
Поэтому задача настоящего изобретения состояла в представлении способа добычи нефти из нефтяных формаций, при реализации которого обводнение продукции снижается, степень извлечения запасов повышается, а каналы высокой проницаемости в нефтяной формации во время вытеснения паром надежно блокируются.
Эту задачу решают посредством нижеследующего способа добычи нефти из подземного нефтяного месторождения, в которое пробурены по меньшей мере одна нагнетательная скважина и по меньшей мере одна добывающая скважина, включающего в себя следующие этапы:
(1) Нагнетание по меньшей мере одной водной рецептуры F, у которой при некоторой критической температуре TK или выше нее наблюдается повышение вязкости, через по меньшей мере одну нагнетательную скважину по меньшей мере в один нефтеносный слой L, причем температура TK выше температуры Tl по меньшей мере одного нефтеносного слоя L,
(2) Прямой и/или непрямой нагрев по меньшей мере части закачанной на этапе (1) водной рецептуры F путем нагнетания водяного пара в нефтяное месторождение,
(3) Добыча нефти через по меньшей мере одну добывающую скважину,
причем температура водной рецептуры F при нагнетании в соответствии с этапом (1) находится ниже ее критической температуры TK, а этап (2) реализуют по меньшей мере до тех пор, пока по меньшей мере часть закачанной на этапе (1) водной рецептуры F не нагреется до температуры, по меньшей мере равной TK.
В предпочтительной форме исполнения температура Tl нефтеносного слоя на этапе (1) составляет от 8 до 60°C.
Способ согласно изобретению обладает тем преимуществом, что путем глубокого проникновения рецептуры в зоны высокой проницаемости можно реализовать модификацию профиля вытеснения и в месторождениях с низкой температурой. Способ дает возможность блокировать также и остывшие (например, из-за заводнения) промытые зоны горных пород в месторождении. Расстояние между скважиной и местом, в котором должна произойти блокировка, при реализации способа согласно изобретению можно регулировать. Благодаря этому удается обеспечить эффективную блокировку зон высокой проницаемости, снизить обводнение продукции и повысить степень извлечения запасов нефти. Способ согласно изобретению пригоден, в частности, для применения при разработке месторождений с вязкой нефтью после завершения заводнения и до начала вытеснения паром, поскольку в месторождении, охлажденном заводнением, рецептуру можно закачать глубоко в проницаемые каналы, а блокировка каналов происходит благодаря вызванному температурой повышению вязкости при вытеснении паром лишь после этого.
Список фигур:
Фигура 1 Схематическое изображение изменения температуры между нагнетательной скважиной и добывающими скважинами в нефтяном месторождении во время вытеснения паром (вертикальный разрез)
Фигура 2 Схематическое изображение желатинированной зоны в месторождении (горизонтальный разрез)
Фигура 3a и b Схематическое изображение желатинированной зоны (два варианта) в месторождении между двумя скважинами (горизонтальный разрез)
Фигура 4 Схематическое изображение изменения температуры между нагнетательной скважиной и добывающими скважинами в нефтяном месторождении во время непрямого нагрева слоя, залитого рецептурой F (вертикальный разрез)
Фигура 5 То же, что и на фигуре 4, с тем отличием, что рецептуру F и теплоноситель закачивают через разные скважины.
Условные обозначения:
1: Нагнетательная скважина
2: Добывающая скважина
3: Зона/участок высокой проницаемости
4: Месторождение
5: Изменение (профиль) температуры
6: Рецептура F, у которой произошло повышение вязкости («гелевый упор»)
7: Нефтеносный слой L
8: Слой В
9: Не несущий нефти промежуточный слой
10: Рецептура F
11: Водяной пар
Подробно в отношении изобретения необходимо сказать следующее:
Способ добычи нефти согласно изобретению представляет собой способ вторичной или третичной добычи нефти, то есть его применяют после того, как первичная нефтедобыча, обусловленная собственным давлением месторождения, прекратилась, и давление в месторождении необходимо поддерживать нагнетанием воды и/или пара. При реализации способа блокируют участки высокой проницаемости в нефтеносном слое.
Месторождения
Месторождения могут представлять собой месторождения всех сортов нефти, например, таковые легкой или тяжелой нефти. В одной из форм исполнения изобретения месторождения представляют собой месторождения тяжелой нефти, то есть месторождения, содержащие нефть с плотностью в градусах API от 15 до 25° API. Предпочтительно, чтобы нефть, содержащаяся в нефтяном месторождении, имела вязкость по меньшей мере в 30 сП, особо предпочтительно - по меньшей мере 50 сП, измеренную при температуре Tl соответствующего нефтеносного слоя L в месторождении.
Для реализации способа по меньшей мере в один нефтеносный слой нефтяного месторождения пробуривают по меньшей мере одну добывающую скважину и по меньшей мере одну нагнетательную скважину. Как правило, в нефтеносный слой обеспечивают несколькими нагнетательными скважинами и несколькими добывающими скважинами.
Способ
Согласно изобретению способ включает в себя по меньшей мере три этапа (1), (2) и (3), которые реализуют в этой последовательности, но не обязательно непосредственно друг за другом. Само собой разумеется, что способ может включать в себя и другие этапы, которые реализуют до, во время или после этапов (1), (2) и (3).
Предпочтительно реализовывать способ согласно изобретению после заводнения. Это означает, что до этапа (1) по меньшей мере в одну нагнетательную скважину закачивают воду или же водный раствор, а по меньшей мере из одной добывающей скважины отбирают нефть. Под «водным раствором» в данном случае подразумевают смеси, которые преимущественно состоят из воды и одной или нескольких добавок, как, например, загустителей или поверхностно-активных веществ. Под термином «нефть» в этом контексте подразумевают, естественно, не чистую фазу нефти, а обычные эмульсии, включающие в себя нефть и формационную воду, которые добывают из нефтяных месторождений.
Температура закачанной воды либо же водной рецептуры обычно естественным образом составляет от 0 до 60°C, предпочтительно от 5 до 30°C. Температура воды зависит от времени года и от географического положения региона добычи. Если месторождение теплое, а для заводнения используют воду из месторождения, температура заводняющей воды также возрастает.
Благодаря закачке воды либо же водного раствора в области между нагнетательной и добывающей скважинами образуется зона, в которой нефть вытесняется водой.
Благодаря закачке воды либо же водного раствора исходная температура месторождения может измениться, то есть она может возрасти или снизиться, в зависимости от того, выше температура воды либо же водного раствора, чем исходная температура месторождения, или ниже.
Благодаря закачке воды либо же водного раствора в месторождении повышается давление, а в области между нагнетательной и добывающей скважинами образуются зоны ((3), см. фигуры 1-5), в которых нефть вытесняется водой либо же водным раствором. Эти зоны (3) характеризуются высокой или относительно высокой проницаемостью. Эти зоны (3) называют также водоносными «каналами». В этих каналах снижено сопротивление течению, и закачанная вода течет по каналам от нагнетательной скважины к добывающей скважине. Это значительно снижает вытесняющий эффект заводняющей воды, вследствие чего возрастает обводнение продукции, а степень извлечения нефти из месторождения снижается. Эти отрицательные эффекты особенно выражены при разработке месторождений с вязкой нефтью, поскольку вязкую нефть тяжело мобилизовать. Зоны высокой проницаемости, однако, не обязательно должны быть созданы заводнением, а могут присутствовать в формации и по естественным причинам. Если в качестве заводняющей воды применяют водный раствор, содержащий загустители или поверхностно-активные вещества, то упомянутые отрицательные эффекты можно несколько ослабить, но заводняющая вода, однако, в конце концов всегда найдет путь с минимальным сопротивлением течению между нагнетательной и добывающей скважинами. Поэтому по окончании заводнения добыты оказываются в лучшем случае 10-40% нефти.
Если обводнение продукции возрастает сравнительно скоро после начала заводнения, это однозначно указывает на прорыв воды. При прорыве воды вода течет по зонам высокой проницаемости от нагнетательной скважины к добывающей скважине.
Этап (1)
Этап (1) можно применять, как только обводнение продукции станет слишком сильным или же будет зарегистрирован так называемый прорыв воды. При этом этап (1) можно провести непосредственно после заводнения.
Для подготовки этапа (1) может оказаться выгодно измерить температуру в области нагнетательной скважины и определить температурное поле нефтеносного слоя L в области, находящейся под влиянием заводнения. Методы определения температурного поля нефтяного месторождения, в принципе, известны специалисту. Распределение температуры определяют, как правило, измерениями температуры в определенных точках формации в сочетании с симуляционными расчетами, причем при симуляционных расчетах помимо прочего учитывают количества теплоты, введенные в формацию, а также количества теплоты, выведенные из формации. В качестве альтернативы можно характеризовать и каждый из участков по его средней температуре. Специалисту ясно, что представленный анализ температурных полей представляет собой лишь приближенное отображение реальной ситуации в формации.
Согласно изобретению предпочтительно, чтобы нефтеносный слой L на этапе (1) способа имел температуру от 8 до 60°С, предпочтительно в пределах от 8 о 50°С, по данным измерения у нагнетательной скважины.
Во время реализации этапа (1) способа в обладающие высокой проницаемостью зоны нефтяного месторождения в области между по меньшей мере одной нагнетательной скважиной и по меньшей мере одной добывающей скважиной через по меньшей мере одну нагнетательную скважину по меньшей мере в один нефтеносный слой L нагнетают по меньшей мере одну водную рецептуру F, у которой при некоторой критической температуре TK или выше нее наблюдается повышение вязкости.
Повышение вязкости водной рецептуры выше некоторой критической температуры TK происходит, например, в силу желатинирования (гелеобразования), выпадения хлопьев или седиментации.
Помимо воды водная рецептура содержит один или несколько различных химических компонентов, которые при достижении критической температуры TK вызывают повышение вязкости. Обычно водная рецептура содержит по меньшей мере два различных компонента. При этом речь может идти как о неорганических, так и об органических компонентах, а также о сочетаниях неорганических и органических компонентов.
Согласно изобретению в качестве рецептуры F применяют рецептуру, которая при температуре TK или выше образует гель.
Надлежащие рецептуры известны специалисту; это, например, рецептуры на основе водорастворимых полимеров, как в патентах и заявках US 4,844,168, US 6,838,417 В2 или US 2008/0035344 А1; рецептуры по существу на основе неорганических компонентов описаны, например, в патенте SU 1654554 A1, US 4,889,563, патенте RU 2066743 С1, международной заявке WO 2007/135617, заявке CUS 7,273,101 В2 или заявке RU 2339803 С2. Надлежащие рецептуры представлены также в торговле.
В соответствии с предпочтительной формой исполнения по меньшей мере одна водная рецептура F содержит по меньшей мере одно соединение М, выбранное из соединений металлов и соединений полуметаллов, которое способно формировать гели при добавлении основания, и по меньшей мере один водорастворимый активатор, который при температуре, составляющей по меньшей мере TK, вызывает повышение значения рН водной рецептуры.
Согласно изобретению предпочтительно, чтобы соединение М было выбрано из водорастворимых солей алюминия(III), коллоидных соединений кремния и их смесей, которые при добавлении к ним оснований способны образовывать гели. Как вариант возможно применение также и смесей на основе органических продуктов, например, эфиров целлюлозы. Особо предпочтительно, чтобы соединение М было выбрано из группы, которую образуют хлорид алюминия, нитрат алюминия, ацетат алюминия, ацетилацетонат алюминия, сульфат алюминия, их частичные гидролизаты, коллоидный SiO2 и их смеси. Частичные гидролизаты солей алюминия - это частично гидролизованные соли алюминия, например, гидроксихлорид алюминия. Значение рН рецептуры F, как правило, не превышает 5, предпочтительно не превышает 4.
Коллоидные соединения кремния предпочтительно представляют собой коллоидный SiO2, который, что предпочтительно, должен характеризоваться средним размером частиц от 4 до 300 нм. Удельная площадь поверхности SiO2 может составлять, например, от 100 до 300 м2/г.
В качестве водорастворимых активаторов можно применять все соединения, которые при нагреве до определенной температуры в водной среде высвобождают основания либо же связывают кислоты и таким образом обеспечивают повышение значения рН раствора (рецептуры). В качестве водорастворимых активаторв можно применять, например, мочевину, замещенную мочевину, например, N,N'-диметилмочевину, гексаметилентетрамин, цианаты и их смеси. Мочевина, например, гидролизуется в водной среде с образованием аммиака и СО2.
Особо предпочтительно, чтобы водный раствор F содержал по меньшей мере одно соединение, выбранное из группы, которую образуют хлорид алюминия, нитрат алюминия, ацетат алюминия, ацетилацетонат алюминия, сульфат алюминия, их частичные гидролизаты и их смеси и по меньшей мере один водорастворимый активатор, выбранный из группы, которую образуют мочевина, замещенная мочевина, гексаметилентетрамин, цианаты и их смеси.
Из-за повышения значения рН образуются нерастворимые в воде и обладающие высокой вязкостью гели, включающие в себя ионы металлов, гидроксид-ионы, а также при необходимости и другие компоненты. В случае применения соединений алюминия может образоваться гидроксид алюминия или же гель гидрата гидроксида алюминия, который, разумеется, может содержать и другие компоненты, например, анионы использованных солей алюминия.
Рецептура F может в качестве опции помимо воды содержать и другие, органические растворители, способные смешиваться с водой. К примерам таких растворителей относятся спирты. Как правило, рецептура F должна содержать по меньшей мере 80 вес.-% воды относительно суммы всех растворителей в рецептуре F, предпочтительно по меньшей мере 90 вес.-%, а особо предпочтительно - по меньшей мере 95 вес.-%. Крайне предпочтительно применять в качестве растворителя только воду.
Концентрацию используемых соединений металлов специалист выбирает так, чтобы образовывался гель с желательной вязкостью. Для этого применяют по меньшей мере один водорастворимый активатор в такой концентрации, чтобы могло образоваться достаточное количество оснований, чтобы снизить значение рН настолько, чтобы действительно в осадок мог выпасть гель. Кроме того, количества либо же количественные соотношения могут также определять и время гелеобразования tGel. Чем выше концентрация активатора, тем выше - при заданной концентрации соединения металла - скорость гелеобразования. Специалист может использовать это соотношение, чтобы целенаправленно ускорить или замедлить гелеобразование. Скорость гелеобразования после превышения критической температуры TK естественным образом определяется также температурой, имеющей место в нефтяном месторождении. В случае солей алюминия целесообразным оказалось количество в 0,2-3 вес.-% алюминия(III), относительно водной рецептуры. Количество по меньшей мере одного водорастворимого активатора при этом следует соразмерять по меньшей мере так, чтобы на моль Al(III) высвобождались 3 моль оснований.
Применяют, например, неорганическую смесь из 8 вес.-% AlCl3 (рассчитанного как безводный продукт, это соответствует 1,6 вес.-% Al(III)), 25 вес.-% мочевины, а также 67 вес.-% воды. С учетом разбавления смеси в геологическом пласте выбирают максимальную концентрацию компонентов, а именно 17 вес.-% AlCl3, 34 вес.-% мочевины, а остальное - вода. При таких концентрациях формирование геля при повышении температуры гарантировано даже в случае 8-кратного разбавления смеси. При закачке рецептуры в геологический пласт интенсивное разбавление имеет место преимущественно на краю заводненной зоны. Благодаря этому способность рецептуры формировать гель при повышении температуры сохраняется. Поскольку описанная выше неорганическая смесь представляет собой истинный раствор, осаждение, хлопьеобразование или желатинирование в геологическом пласте до повышения температуры исключено. Неорганический водный раствор на основе мочевины и соли алюминия может храниться на протяжении месяцев, без того чтобы его свойства изменились.
Рецептура F согласно изобретению не является гелем ниже критической температуры TK. Только при критической температуре TK или выше нее у рецептуры F появляются свойства геля.
Под гелем применительно к рецептуре F в данном тексте подразумевают, что рецептура F после желатинирования в условиях месторождения обладает значительно большей вязкостью, чем до желатинирования, предпочтительно в пределах от 200 до 5000 сП, предпочтительно в пределах от 400 до 3000 сП, а в особенности в пределах от 500 до 2000 сП. При этом вязкость измеряют в условиях месторождения при скоростях сдвига в пределах от 0,5 до 1,5 с-1. Как правило, в желатинированной форме рецептура F имеет предел текучести.
В нежелатинированном состоянии рецептура F согласно изобретению не является гелем. Под этим подразумевают, что до желатинирования ее вязкость значительно ниже, чем после желатинирования, целесообразно в пределах от 5 до 100 сП, предпочтительно в пределах от 7 до 70 сП, а в особенности в пределах от 10 до 50 сП. В нежелатинированном состоянии у рецептуры F, как правило, нет предела текучести, либо же предел текучести имеется и находится значительно ниже такового в желатинированном состоянии.
Это дает то преимущество, что рецептуру F до желатинирования можно закачать глубоко в зоны с высокой проницаемостью, а после желатинирования она эффективно блокирует зоны высокой проницаемости.
В соответствии с предпочтительной формой исполнения при нагнетании водной рецептуры F в качестве первой порции закачивают рецептуру F с максимально возможной концентрацией компонентов. Затем концентрацию компонентов можно ступенчато или непрерывно снижать. Это гарантирует желатинирование рецептуры F, даже если под землей происходит разбавление. Если, например, рецептуру F на основе мочевины и соли алюминия нагнетают с максимальной концентрацией компонентов, то допустимо 8-кратное разбавление водой без ухудшения свойств геля.
В нижеследующей таблице 1 в качестве примера приведено время гелеобразования для смеси 8 вес.-% хлорида алюминия (рассчитанного как безводный продукт, это соответствует 1,6 вес.-% Al(III)), 25 вес.-% мочевины, а также 67 вес.-% воды.
Кроме того, рецептуры F могут включать в себя компоненты, способные ускорить или замедлить гелеобразование. Примеры таковых включают в себя дополнительные соли или нафтеновые кислоты. Помимо этого рецептуры F могут также включать в себя поверхностно-активные вещества и/или загустители, например, полимеры, обладающие эффектом загустителя. В качестве полимеров, действующих как загустители, можно добавить, например, полиакриламид, ксантан или другие биополимеры на основе полисахаридов. Обычно к рецептуре F добавляют столько загустителя, чтобы вязкость рецептуры незначительно возрастала, например, до 20-40 сП. Это не мешает закачке рецептуры в месторождение. Благодаря загустителю уменьшают потребный объем рецептуры, поскольку вязкая рецептура преимущественно проникает в обладающие высокой проницаемостью участки/каналы (3) и так сказать «депонируется» в них. Благодаря сгущению закачанной рецептуре значительно уменьшается также ее разбавление в геологическом слое, поскольку способность сред с различной вязкостью смешиваться друг с другом ниже, чем у сред с одинаковой вязкостью, и вязкая масса вытесняет пластовую воду из обладающих высокой проницаемостью зон.
Описанные выше предпочтительные рецептуры F, содержащие по меньшей мере одно соединение М, выбранное из соединений металлов и соединений полуметаллов, которое способно формировать гели при добавлении основания, а также по меньшей мере один водорастворимый активатор, обладает тем преимуществом, что образуются неорганические гели. Эти гели формируются примерно при 70°C, и до температур в 300°C они стабильны и особо хорошо годятся для месторождений с очень высокими температурами, как, например, месторождения в конце вытеснения паром. Кроме того, неорганические гели можно при необходимости снова очень легко удалить из формации, для чего в формацию нагнетают кислоту и растворяют гели.
Критическая температура TK описанных выше предпочтительных рецептур F, содержащих по меньшей мере одно соединение М, выбранное из соединений металлов и соединений полуметаллов, которое способно формировать гели при добавлении основания, а также по меньшей мере один водорастворимый активатор, - это температура гелеобразования конкретного неорганического компонента. У этих рецептур TK составляет 60-70°C. - Поэтому эти рецептуры хорошо годятся для применения по окончании заводнения и до начала вытеснения паром.
Этап (1) способа можно реализовывать непосредственно перед началом нагнетания пара (этапа (2) способа), однако его можно осуществлять и за некоторое время до этапа (2) способа. Предпочтительно применяемые рецептуры F, содержащие по меньшей мере одно соединение М, выбранное из соединений металлов и соединений полуметаллов, которое способно формировать гели при добавлении основания, а также по меньшей мере один водорастворимый активатор, который при температуре, составляющей по меньшей мере TK, вызывает повышение значения рН водной рецептуры, представляют собой, например, так называемые истинные растворы, и могут на протяжении месяцев находиться в месторождении, не теряя своей активности. Это означает, что и после хранения в месторождении на протяжении месяцев они демонстрируют повышение вязкости при повышении температуры по меньшей мере до TK.
На этапе (1) способа по меньшей мере одну водную рецептуру F закачивают по меньшей мере в одну нагнетательную скважину. Можно, однако, закачивать и более одной водной рецептуры F, например, можно последовательно друг за другом нагнетать порции двух или более различных водных рецептур. В качестве первой рецептуры при этом можно, например, закачивать недорогой раствор органического термогеля на основе простых эфиров целлюлозы. При температуре от 70 до 80°C рецептура образует гель, а вплоть до температур 180-200°C она сохраняет стабильность под землей. В качестве второй рецептуры можно применять одну из описанных выше водных рецептур F, которая содержит по меньшей мере одно соединение, выбранное из металлов и полуметаллов, а также по меньшей мере один водорастворимый активатор (в особенности мочевину). Эти рецептуры активны при температуре от 60 до 70°C, и вплоть до температур 280-300°C они сохраняют стабильность под землей.
Если расстояние между по меньшей мере одной нагнетательной скважиной и по меньшей мере одной добывающей скважиной относительно велико, то для снижения расходов можно заполнять водной рецептурой всего только треть или половину общей протяженности каналов, находящихся между нагнетательной и добывающей скважиной. В большинстве случаев этого достаточно, чтобы эффективно модифицировать профиль.
Количество рецептуры F определяют после геолого-технического анализа участка месторождения. В большинстве случаев количество рецептуры F определяют, рассчитывая предел экономичности мероприятий. Если прорывы воды определяются преимущественно геологическими неоднородностями, а расстояние между нагнетательной скважиной и добывающими скважинами мало, то потребность в водной рецептуре F относительно низка. Поскольку геофизические исследования могут обнаружить только часть неоднородностей, расчеты необходимого объема рецептуры F очень ненадежны. В этом случае наилучший метод - это идентификация выхода рецептуры F в соседних скважинах путем химического анализа обводненной нефти. После обнаружения рецептуры F в соседних скважинах закачку рецептуры F прерывают. Для вышеупомянутого месторождения оценочные количества рецептуры F составляют приблизительно 100-200 м3 на метр мощности нефтеносного пласта.
Если у обладающих высокой проницаемостью участков в нефтяном месторождении форма, например, пластовидная (проницаемость матрикса негомогенна), то потребность в водной рецептуре F значительно выше. В этом случае рецептурой F насыщается только часть зон высокой проницаемости. Здесь начинают играть роль экономические факторы. Для эффективной реализации способа объем закачанной рецептуры F должен (оценка) составлять по меньшей мере 10% от оценочного объема пор (относительно участков (слоев) высокой проницаемости) в нефтяном месторождении между нагнетательной и добывающей скважинами, предпочтительно по меньшей мере 20%, особо предпочтительно по меньшей мере 30%.
Той же цели служит вариант настоящего способа, при реализации которого непосредственно после нагнетания водной рецептуры проводят дополнительное заводнение. Дополнительное заводнение сдвигает фронт с водной рецептурой в направлении середины участков высокой проницаемости. При заполнении паром в средней области каналов с высокой проницаемостью формируется участок высокой вязкости. Этот вариант способа согласно изобретению схематически представлен на фигуре 3а.
Во время нагнетания водной рецептуры F по меньшей мере в одну нагнетательную скважину из по меньшей мере одной добывающей скважины можно отбирать нефть. В соответствии с предпочтительной формой исполнения во время этапа (1) по меньшей мере из одной добывающей скважины отбирают нефть, и как только в отобранной нефти обнаружится водная рецептура F, которую закачали по меньшей мере через одну нагнетательную скважину, начинают этап (2).
В соответствии с еще одним вариантом настоящего способа во время этапа (1) по меньшей мере из одной добывающей скважины отбирают нефть, и как только в отобранной нефти обнаружится водная рецептура F, которую закачали по меньшей мере через одну нагнетательную скважину, из этой добывающей скважины временно более не отбирают нефть. При этом предпочтительно не отбирать нефть до тех пор, пока не начнется этап (2) способа.
Этап (2)
После этапа (1) на этапе (2) способа по меньшей мере часть закачанного водного раствора прямо (вариант 1) и/или косвенно (вариант 2) нагревают, нагнетая в нефтяное месторождение водяной пар. Предпочтительно, чтобы используемый водяной пар имел температуру от 200 до 350°C. Нагнетание водяного пара в нагнетательную скважину известно специалисту, равно как и подходящее для этого оборудование. Этот этап также известен под названием вытеснение паром. Вытеснение паром можно проводить с применением обычной, известной специалисту техники.
Вариант 1
При прямом нагреве водяной пар нагнетают прямо в нефтеносный пласт L, в который на этапе (1) нагнетали водную рецептуру F (вариант 1). В соответствии с предпочтительной формой исполнения для этого по меньшей мере в один нефтеносный пласт через по меньшей мере одну нагнетательную скважину нагнетают водяной пар.
В месторождении водяной пар относительно быстро превращается в паровой конденсат. Область, в которой происходит конденсация, обычно находится в радиусе 5-50 м от нагнетательной скважины. Горячий пар/паровой конденсат пытается течь к добывающей скважине через созданные при заводнении или уже имевшиеся ранее каналы высокой проницаемости. Эти каналы, однако, были заполнены водной рецептурой F на этапе (1) способа. Водяной пар/паровой конденсат сдвигает рецептуру в направлении добывающей скважины. Под воздействием горячего пара/парового конденсата в нефтеносном пласте L и в месторождени повышается температура. При этом водная рецептура тоже нагревается, пока при достижении критической температуры TK вязкость рецептуры F не возрастет существенно, например, в силу формирования геля высокой вязкости. Чем дольше нефтеносный пласт (слой) L заполняют водяным паром, тем больше становится объем в нефтеносном пласте L, который заполнен рецептурой F, и в котором произошло повышение вязкости. Таким образом, каналы высокой проницаемости «закупориваются». Дальнейший нагнетаемый горячий водяной пар и образующийся горячий паровой конденсат затем текут в области, из которых при предыдущей нефтедобыче, например, при заводнении, нефть извлечена не была.
Схематическое изображение изменения температуры (5) и вертикального разреза нефтеносного пласта в месторождении после начала вытеснения паром представлено на фигуре 1. В области обладающих высокой проницаемостью каналов (3), в которых температура Tl нефтеносного пласта превышает критическую температуру TK рецептуры, повышение вязкости произошло, например, посредством формирования геля, см. участок (6). На фигуре 2 виден горизонтальный разрез нефтеносного пласта L в нефтяном месторождении, где показаны распределение области (6), в которой произошло повышение вязкости, каналы высокой проницаемости (3), а также нагнетательная скважина (1) и несколько добывающих скважин (2).
Еще одна опция этого варианта состоит в том, чтобы после нагрева насыщенных рецептурой зон месторождения до критической температуры TK снова перейти от вытеснения паром к заводнению. При этой опции вытеснение паром применяют только для того, чтобы осуществить повышение вязкости рецептуры. Эту опцию можно применять, в частности, при разработке месторождений с вязкостью нефти приблизительно от 20 до 50 сП.
Еще одна опция этого варианта состоит в том, чтобы закачивать теплоноситель (пар/паровой конденсат) и рецептуру F одновременно по меньшей мере в две различные скважины. При этой опции теплоноситель и рецептура F движутся в месторождении друг навстречу другу.
Вариант 2
При непрямом нагреве по меньшей мере части закачанной водной рецептуры F водяной пар нагнетают по меньшей мере в один другой слой В, который находится в термическом контакте с нефтеносным пластом L. Слой В предпочтительно также представляет собой нефтеносный пласт, которые может содержать нефть того же сорта или качества, что и пласт L, однако также и нефть других сортов или качества. «Находиться в термическом контакте» в настоящем тексте применительно к пластам L и В означает, что между ними возможна теплопередача. При этом они лежат так близко друг к другу, что при нагнетании водяного пара в слой В в слой L передается такое количество теплоты, которого достаточно, чтобы нагреть по меньшей мере часть закачанной в слой L водной рецептуры F по меньшей мере до TK.
Вариант 2 способа предпочтительно применять в нефтяном месторождении, которое включает в себя по меньшей мере два нефтеносных слоя, находящихся в термическом контакте друг с другом. В таком случае нефтеносные пласты часто обладают различными свойствами. Это касается, например, проницаемости, пористости и вязкости нефти, пластового давления. Из-за этих различных свойств одновременная нефтедобыча из нескольких слоев часто затруднена или невозможна.
На фигуре 4 схематически показано такое месторождение с двумя нефтеносными слоями. Слой 7 обладает относительно высокой проницаемостью и насыщен нефтью, которую можно добыть посредством заводнения. Этот пласт (7) разрабатывают первым, для чего его заполняют водой. Поскольку проницаемость пласта (7) неоднородна, по прошествии определенного времени в добывающих скважинах (2) регистрируют прорывы воды. Поскольку обводнение продукции быстро возрастает, принимается решение на определенное время приостановить добычу из слоя (7). До приостановки нефтедобычи из слоя (7) этот пласт заполняют водной рецептурой F. В силу этого обладающие высокой проницаемостью каналы в пласте (7), которые дают возможность прорыва воды, заполняются рецептурой F. Критическая температура TK водной рецептуры F превышает температуру Tl пласта (7).
После этого, применяя вытеснение паром, разрабатывают нижний нефтеносный пласт (8). В этом слое находится вязкая нефть, которую можно эффективно добыть из этого пласта только посредством вытеснения паром. При заполнении слоя (8) паром нагревается не только слой (8), но также и не нефтеносный промежуточный слой (9) и примыкающий к нему слой (7). При повышении температуры в пласте (7) до температуры TK начинается повышение вязкости рецептуры F, а обладающие высокой проницаемостью зоны частично или полностью заполняются вязкой рецептурой. По завершении повышения вязкости слой 7 продолжают заполнять водой.
Толщина промежуточного слоя (9) может составлять от 1 до 5 метров. При нагнетании 300-600 тонн пара в сутки с температурой ок. 300°C температура пласта (7) через несколько месяцев достигает температуры TK. Чтобы ускорить повышение вязкости, можно применять водную рецептуру F с низкой критической температурой, чтобы снизить разницу между температурой TK и температурой Tl пласта 7.
В качестве водной рецептуры F можно применять неорганические и органические составы, температуру TK которых можно регулировать. Например, возможно применение известных неорганических смесей на основе мочевины, соли алюминия и уротропина или же органических смесей на основе метилцеллюлозы и мочевины.
Вариант 2 можно осуществлять в соответствии со следующими схемами:
Схема 1: Заводнение слоя L → последующий залив слоя L водной рецептурой F (после того как повысится обводнение продукции) → прекращение залива слоя L и последующее заполнение паром соседнего слоя В → возобновление заводнения слоя L после повышения температуры этого слоя по меньшей мере до TK.
Схема 2: Заводнение слоя L → последующий залив слоя L водной рецептурой F (после того как повысится обводнение продукции) и одновременное заполнение паром соседнего слоя В → возобновление заводнения слоя L после повышения температуры этого слоя по меньшей мере до TK.
В соответствии со схемой 2 заполнение зон высокой проницаемости водной рецептурой F осуществляют одновременно с заполнением соседнего слоя паром. Поскольку перенос температуры от заполненного паром слоя (пласта) в заводненный слой идет медленно, схему 2 легко реализовать.
Схема 3 (фигура 5): Заводнение слоя L → последующий залив слоя L водной рецептурой F (после того как повысится обводнение продукции) и одновременное или не одновременное заполнение паром соседнего слоя В через другую скважину → возобновление заводнения слоя L после повышения температуры этого слоя по меньшей мере до TK.
Если разность между Tl (температурой слоя 3) и TK относительно велика, то во время заполнения слоя 8 паром (фигуры 4, 5) повышение температуры слоя 3 контролируют (замеряют), а перекачку рецептуры F в слой 3 начинают только при разности температур (TK-Tl) в 1-5°C.
После прекращения заполнения слоя 7 движение закачанных жидкостей (водной рецептуры F и воды, при необходимости, использованной для завершающего заполнения) минимально, и «вымывание» водной рецептуры F исключено. Водная рецептура F оказывается запасена в массиве горных пород. Свойства водной рецептуры F сохраняются неизменными многие месяцы. Вышеупомянутые органические рецептуры представляют собой, так называемые истинные растворы и не склонны к формированию осадков или к хлопьеобразованию.
В соответствии с еще одной формой исполнения в те добывающие скважины, в полученной из которых нефти регистрируют водную рецептуру F, закачанную по меньшей мере в одну нагнетательную скважину, перед этапом (3) процесса нагнетают водяной пар. Таким образом в ближней области данной конкретной добывающей скважины также проводят модификацию профиля и закрывают каналы высокой проницаемости. Эта форма исполнения способа согласно изобретению схематически представлена на фигуре 3b. Предпочтительно, чтобы водяной пар, нагнетаемый в добывающие скважины, имел температуру от 200 до 350°C. Это мероприятие можно проводить как при реализации способа согласно изобретению по варианту (1), так и при реализации по варианту (2).
Этап (2) способа согласно изобретению реализуют до тех пор, пока по меньшей мере часть закачанной водной рецептуры F не нагреется по меньшей мере до TK, так чтобы по меньшей мере у части закачанной водной рецептуры F произошло повышение вязкости, например, посредством гелеобразования, а обладающие высокой проницаемостью каналы благодаря этому оказались блокированы по меньшей мере до такой степени, чтобы при продолжении нефтедобычи имело место повышение объема добычи нефти либо же уменьшение обводнения продукции. В зависимости от формы исполнения длительность этого может быть меньше или больше. Если этап (2), например, осуществляют согласно варианту (1), то есть водяной пар нагнетают непосредственно в нефтеносный пласт L, то повышение вязкости в ближней окрестности скважины (радиусом 3-5 метров) происходит в большинстве случаев значительно быстрее, например, в пределах нескольких дней, например, за 1-3 дня. Если же этап (2) осуществляют в соответствии с вариантом (2), то обычно для достижения необходимой для повышения вязкости температуры TK требуется больше времени. В зависимости от расстояния между затронутыми слоями L и В это может длиться и несколько месяцев, например, от 4 до 6 месяцев. Это не представляет собой проблему, в частности, тогда, когда на этапе (1) применяют истинные растворы, как описанные выше водные рецептуры F, содержащие по меньшей мере одно соединение М и по меньшей мере один водорастворимый активатор, поскольку эти рецептуры, будучи истинными растворами, стабильны в смысле хлопьеобразования и осаждения и не теряют свое свойство демонстрировать повышение вязкости при нагреве по меньшей мере до TK и по прошествии нескольких месяцев хранения в месторождении.
В принципе, этап (2) согласно изобретению можно реализовывать в соответствии с вариантом (1) или вариантом (2), возможно также проводить конкретные мероприятия обоих вариантов одновременно или же последовательно друг за другом, то есть, на этапе (2) водяной пар можно нагнетать как в нефтеносный пласт L, так и в один или несколько также, возможно, присутствующих пластов В. Это можно осуществлять одновременно или попеременно друг за другом.
При необходимости после нагнетания по меньшей мере одной водной рецептуры F можно произвести еще и дополнительное заводнение, например, чтобы сдвинуть водную рецептуру глубже в нефтеносный пласт L.
Этап (3)
На этапе (3) продолжают добычу нефти через по меньшей мере одну добывающую скважину. Нефтедобычу можно осуществлять обычными методами путем нагнетания в нефтяное месторождение средства вытеснения через по меньшей мере одну нагнетательную скважину и изъятия сырой нефти через по меньшей мере одну добывающую скважину. Средство вытеснения может, в частности, представлять собой диоксид углерода, смесь газа и воды, воду, сгущенную воду и/или пар. По меньшей мере одной нагнетательной скважиной могут быть уже использованные для нагнетания рецептуры F на этапе (1) способа и водяного пара на этапе (2) нагнетательные скважины или же другие нагнетательные скважины, расположенные подходящим образом.
Само собой разумеется, что нефтедобычу можно продолжать и посредством других известных специалисту методов. Например, в качестве средств вытеснения можно применять и вязкие растворы содержащих силикат продуктов или сгущающих полимеров. При этом речь может идти о синтетических полимерах, например, о сополимерах, включающих в себя полиакриламид или акриламид. Кроме того, речь может идти и о биополимерах, как, например, об определенных полисахаридах.
Изобретение касается также произвольных сочетаний предпочтительных форм исполнения, постольку, поскольку они взаимно не исключают друг друга.
Ниже описано более подробное пояснение настоящего изобретения на основе примеров.
Применение способа в нефтяном поле
Ниже описан пример возможного способа осуществления.
Речь идет о типичном нефтяном месторождении с вязкой нефтью (150-190 сП до начала нефтедобычи). На одном из участков месторождения пробурены одна нагнетательная скважина и несколько добывающих скважин, и уже несколько лет его заводняют. Естественная температура месторождения составляет 37°C. По оценкам, после заводнения температура месторождения снизилась до 20-25°C (по меньшей мере, в хорошо «промытых» зонах). Вертикальная и горизонтальная проницаемость характеризуются выраженной анизотропией. В месторождении имеются многочисленные геологические неоднородности. Большинство геологических неоднородностей водоносны. Степень извлечения нефти в заводненном участке месторождения составляет 20%. Обводнение продукции достигло 94%, то есть 94% извлекаемой жидкости - это вода. Коммуникация, то есть течение нагнетаемого средства вытеснения между нагнетательными и добывающими скважинами, имеет место преимущественно по геологическим неоднородностям и нефтеносному слою с крайне высокой проницаемостью и малой мощностью.
Принимается решение о дальнейшей обработке месторождения вытеснением паром.
При математической симуляции установлено, что объем участков высокой проницаемости в радиусе 50 м от нагнетательной скважины составляет ок. 12000 м3 (гипотетический объем пор/полостей). Блокировки участков/каналов высокой проницаемости в радиусе 50 м вокруг нагнетательной скважины достаточно, чтобы эффективно модифицировать профиль для последующего вытеснения паром.
Непосредственно перед началом вытеснения паром в месторождение через нагнетательную скважину закачивают около 3000 м3 водной рецептуры следующего состава:
30 вес.-% мочевины,
18 вес.-% гидроксихлорида алюминия,
0,5 вес.-% полиакриламида и
51,5 вес.-% воды.
Данные по концентрации относятся к общей массе рецептуры.
При нагнетании и течении рецептуры в месторождении она разбавляется присутствующей в месторождении в радиусе 50 м вокруг нагнетательной скважины водой примерно в четыре раза, так что потенциальный объем геля составляет таким образом 12000 м3. При разбавлении рецептуры водой и последующем гелеобразовании рецептуры при вытеснении паром гель сохраняет желательные реологические свойства. Рецептура теряет желательные реологические свойства и, соответственно, способность модифицировать профиль лишь при разбавлении более чем в восемь раз. Затем закачивают 500 м3 воды. Полиакриламид служит для сгущения рецептуры F. Благодаря добавлению полиакриламида вязкость рецептуры (до желатинирования) достигает 10-40 сП. Слегка вязкая масса течет преимущественно по неоднородностям и по тонкому пласту высокой проницаемости.
Затем начинают заполнение горячим водяным паром. Температура пара составляет от 280 до 320°C. Благодаря своей высокой подвижности пар относительно быстро распространяется по месторождению и конденсируется, отдавая теплоту конденсации. Примерно через 3-5 дней температура в ближней зоне нагнетательной скважины превышает критическую температуру TK. TK - это в данном случае температура гелеобразования закачанной водной рецептуры, равняющаяся 60-70°C. Закачанная водная рецептура превращается в гель. Даже если горные породы в месторождении еще не достигли критической температуры TK, горячий конденсат пара смешивается с водной рецептурой, благодаря чему температура рецептуры возрастает, и образуется гель, который частично или полностью блокирует поры и трещины в горной породе. Вязкость образующегося геля достигает 500-1500 сП. Вследствие этого пар и горячий конденсат пара перенаправляются в зоны месторождения, в которых при заводнении нефть была извлечена лишь в незначительной степени. С продолжением вытеснения паром температурный фронт смещается от нагнетательной скважины в направлении добывающей скважины. При этом объем геля в месторождении растет. В результате уровень нефтедобычи и степень извлечения нефти из месторождения возрастают, а обводнение продукции снижается.
Claims (16)
1. Способ добычи нефти из подземного нефтяного месторождения, включающего в себя по меньшей мере один нефтеносный слой L, в которое пробурены по меньшей мере одна нагнетательная скважина и по меньшей мере одна добывающая скважина, включающий в себя следующие этапы:
(1) нагнетание по меньшей мере одной водной рецептуры F, которая при нагреве до критической температуры TK или выше образует гель, через указанную по меньшей мере одну нагнетательную скважину в указанный по меньшей мере один нефтеносный слой L, причем температура TL указанного по меньшей мере одного нефтеносного слоя L составляет от 8 до 60°С и критическая температура TK выше температуры TL указанного по меньшей мере одного нефтеносного слоя L,
(2) прямой и/или непрямой нагрев по меньшей мере части закачанной на этапе (1) водной рецептуры F путем нагнетания водяного пара в нефтяное месторождение, причем температура закачиваемого водяного пара составляет от 200 до 350°С,
(3) добыча нефти через по меньшей мере одну добывающую скважину,
причем температура водной рецептуры F при нагнетании в соответствии с этапом (1) находится ниже ее критической температуры TK, а этап (2) реализуют по меньшей мере до тех пор, пока по меньшей мере часть закачанной на этапе (1) водной рецептуры F не нагреется до температуры, по меньшей мере равной TK.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для прямого нагрева на этапе (2) в указанный по меньшей мере один нефтеносный слой L через указанную по меньшей мере одну нагнетательную скважину закачивают водяной пар.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для непрямого нагрева на этапе (2) в по меньшей мере один слой В в нефтяном месторождении, находящийся в термическом контакте с указанным по меньшей мере одним нефтеносным слоем L, закачивают водяной пар.
4. Способ по п. 3, отличающийся тем, что слой В представляет собой нефтеносный слой.
5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что до этапа (1) определяют температуру TL.
6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что вязкость нефти, содержащейся в указанном по меньшей мере одном нефтеносном слое L, измеренная при температуре TL, составляет по меньшей мере 30 сП.
7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что указанная по меньшей мере одна водная рецептура F содержит по меньшей мере одно соединение, выбранное из группы, которую образуют хлорид алюминия, нитрат алюминия, ацетат алюминия, ацетилацетонат алюминия, сульфат алюминия, их частичные гидролизаты и их смеси, и по меньшей мере один водорастворимый активатор, выбранный из группы, которую образуют мочевина, замещенная мочевина, гексаметилентетрамин, цианаты и их смеси.
8. Способ по п. 1, отличающийся тем, что указанная по меньшей мере одна водная рецептура F содержит загуститель.
9. Способ по п. 1, отличающийся тем, что во время этапа (1) из указанной по меньшей мере одной добывающей скважины отбирают нефть, и как только в отобранной нефти обнаружится закачанная через указанную по меньшей мере одну нагнетательную скважину водная рецептура F, начинают этап (2).
10. Способ по п. 1, отличающийся тем, что во время этапа (1) по меньшей мере из одной добывающей скважины отбирают нефть, и как только в отобранной нефти обнаружится закачанная по меньшей мере через одну нагнетательную скважину водная рецептура F, из этой добывающей скважины временно не отбирают нефть.
11. Способ по п. 9 или 10, отличающийся тем, что в добывающие скважины, в отобранной из которых нефти обнаруживается водная рецептура F, закачанная через указанную по меньшей мере одну нагнетательную скважину, перед этапом (3) нагнетают водяной пар.
12. Способ по п. 11, отличающийся тем, что закачиваемый водяной пар имеет температуру от 200 до 350°С.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EP11177749 | 2011-08-17 | ||
| EP11177749.6 | 2011-08-17 |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2017121328A RU2017121328A (ru) | 2018-12-19 |
| RU2017121328A3 RU2017121328A3 (ru) | 2020-10-15 |
| RU2747855C2 true RU2747855C2 (ru) | 2021-05-17 |
Family
ID=46614396
Family Applications (2)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2012135079/03A RU2012135079A (ru) | 2011-08-17 | 2012-08-16 | Способ добычи вязкой нефти из подземных месторождений |
| RU2017121328A RU2747855C2 (ru) | 2011-08-17 | 2017-06-19 | Способ добычи вязкой нефти из подземных месторождений |
Family Applications Before (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2012135079/03A RU2012135079A (ru) | 2011-08-17 | 2012-08-16 | Способ добычи вязкой нефти из подземных месторождений |
Country Status (3)
| Country | Link |
|---|---|
| EP (1) | EP2559844B1 (ru) |
| CA (1) | CA2788414C (ru) |
| RU (2) | RU2012135079A (ru) |
Families Citing this family (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN105822270A (zh) * | 2015-08-25 | 2016-08-03 | 中国石油化工股份有限公司 | 利用油水井别转换治理油藏大孔道的方法 |
| CN109113700A (zh) * | 2018-07-20 | 2019-01-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种稠油油藏老区多介质蒸汽吞吐采油的方法 |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4300634A (en) * | 1979-12-04 | 1981-11-17 | Phillips Petroleum Company | Foamable compositions and formations treatment |
| SU1652518A1 (ru) * | 1989-02-22 | 1991-05-30 | Научно-исследовательский институт прикладной математики и механики | Способ разработки нефт ной залежи |
| SU1654554A1 (ru) * | 1989-01-09 | 1991-06-07 | Институт химии нефти СО АН СССР | Состав дл повышени нефтеотдачи |
| RU2185504C2 (ru) * | 2000-10-04 | 2002-07-20 | ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Гелеобразующий состав для повышения нефтеотдачи пластов |
| RU2287677C1 (ru) * | 2005-12-16 | 2006-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтебитумной залежи |
Family Cites Families (16)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4141416A (en) | 1976-05-24 | 1979-02-27 | Union Oil Company Of California | Enhanced oil recovery using alkaline sodium silicate solutions |
| US4086964A (en) * | 1977-05-27 | 1978-05-02 | Shell Oil Company | Steam-channel-expanding steam foam drive |
| EP0210427A1 (en) | 1985-07-02 | 1987-02-04 | Dowell Schlumberger Corp. | Process for retarding and controlling the formation of gels or precipitates derived from aluminium and corresponding compositions, plus the corresponding applications - in particular regarding oil wells |
| US4844168A (en) | 1985-12-10 | 1989-07-04 | Marathon Oil Company | Delayed in situ crosslinking of acrylamide polymers for oil recovery applications in high-temperature formations |
| US4799548A (en) * | 1987-01-23 | 1989-01-24 | Phillips Petroleum Company | Gelable compositions and use thereof in steam treatment of wells |
| US4974677A (en) * | 1989-10-16 | 1990-12-04 | Mobil Oil Corporation | Profile control process for use under high temperature reservoir conditions |
| RU2066743C1 (ru) | 1993-02-08 | 1996-09-20 | Институт химии нефти СО РАН | Состав для повышения нефтеотдачи пластов |
| US6838417B2 (en) | 2002-06-05 | 2005-01-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods including formate brines for conformance control |
| GB2392460B (en) | 2002-08-29 | 2006-02-08 | Schlumberger Holdings | Delayed-gelation solution |
| CN1837574A (zh) * | 2006-04-25 | 2006-09-27 | 盘锦辽河油田泰利达科技实业有限公司 | 热敏水溶性凝胶堵水调剖封窜技术 |
| US7458424B2 (en) | 2006-05-16 | 2008-12-02 | Schlumberger Technology Corporation | Tight formation water shut off method with silica gel |
| US20080035344A1 (en) | 2006-08-07 | 2008-02-14 | Nadir Odeh | Delayed polyacrylamide-co-aluminum hydroxyl chloride gel |
| RU2339803C2 (ru) | 2006-12-08 | 2008-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах и ограничения водопритока в добывающих скважинах |
| RU2338768C1 (ru) | 2007-03-15 | 2008-11-20 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания (ОАО РИТЭК) | Реагент для изоляции притока пластовых вод |
| RU2361074C2 (ru) | 2007-04-09 | 2009-07-10 | Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук | Способ разработки залежей высоковязких нефтей (варианты) |
| EP2333026B1 (de) * | 2009-10-21 | 2014-07-16 | Wintershall Holding GmbH | Verfahren zur Förderung von Erdöl |
-
2012
- 2012-08-13 EP EP12180226.8A patent/EP2559844B1/de not_active Not-in-force
- 2012-08-15 CA CA2788414A patent/CA2788414C/en not_active Expired - Fee Related
- 2012-08-16 RU RU2012135079/03A patent/RU2012135079A/ru unknown
-
2017
- 2017-06-19 RU RU2017121328A patent/RU2747855C2/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4300634A (en) * | 1979-12-04 | 1981-11-17 | Phillips Petroleum Company | Foamable compositions and formations treatment |
| SU1654554A1 (ru) * | 1989-01-09 | 1991-06-07 | Институт химии нефти СО АН СССР | Состав дл повышени нефтеотдачи |
| SU1652518A1 (ru) * | 1989-02-22 | 1991-05-30 | Научно-исследовательский институт прикладной математики и механики | Способ разработки нефт ной залежи |
| RU2185504C2 (ru) * | 2000-10-04 | 2002-07-20 | ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Гелеобразующий состав для повышения нефтеотдачи пластов |
| RU2287677C1 (ru) * | 2005-12-16 | 2006-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтебитумной залежи |
Non-Patent Citations (3)
| Title |
|---|
| D. N. KHINE Geology, exploration, drilling and oil production, Moskava, JSC "Olymp-Business", 2004, p. 509, 510. * |
| GIMATUDINOV SH.K. Reference book on oil production, Moscow, "Nedra", 1974, p. 84-90. * |
| ХАЙН Д.Н. Геология, разведка, бурение и добыча нефти, Москава, ЗАО "Олимп-Бизнес", 2004, с. 509, 510. ГИМАТУДИНОВ Ш.К. Справочная книга по добыче нефти, Москва, "Недра", 1974, с. 84-90. * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2017121328A3 (ru) | 2020-10-15 |
| EP2559844B1 (de) | 2021-03-10 |
| EP2559844A2 (de) | 2013-02-20 |
| RU2012135079A (ru) | 2014-02-27 |
| CA2788414C (en) | 2021-10-26 |
| RU2017121328A (ru) | 2018-12-19 |
| EP2559844A3 (de) | 2017-11-15 |
| CA2788414A1 (en) | 2013-02-17 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2544213C2 (ru) | Способ добычи нефти из подземных нефтяных месторождений | |
| CA2754554C (en) | Process for producing mineral oil from underground mineral oil deposits | |
| US9909403B2 (en) | Adjusting surfactant concentrations during hyraulic fracturing | |
| US3741307A (en) | Oil recovery method | |
| US9702235B2 (en) | Method of improving mineral oil production by heating the formation and forming gel | |
| US9945219B2 (en) | Process for producing mineral oil from underground mineral oil deposits | |
| CN109996930B (zh) | 处理井底地层带的方法 | |
| US11454099B2 (en) | Method for determining acidization effectiveness for wellbore operations | |
| US4811787A (en) | Method for reducing the permeability of underground strata during secondary recovery of oil | |
| RU2747855C2 (ru) | Способ добычи вязкой нефти из подземных месторождений | |
| US20160076351A1 (en) | Method For Hydraulic Fracking Of An Underground Formation | |
| Hatzignatiou et al. | Water-Soluble Sodium Silicate Gelants for Water Management in Naturally Fractured Carbonate Reservoirs | |
| US20130081809A1 (en) | Process for producing mineral oil from an underground deposit | |
| RU2598672C2 (ru) | Способ добычи нефти из подземных нефтяных месторождений | |
| WO1986000330A1 (en) | Gel and process for retarding fluid flow | |
| Hatzignatiou et al. | Sodium silicate gelants for water management in naturally fractured hydrocarbon carbonate formations | |
| GB2145420A (en) | Gel and process for retarding fluid flow | |
| US9260955B2 (en) | Method of reducing zone permeability by in-situ formation gel of urotropin and urea in an aqueous solution | |
| US3667546A (en) | Waterflooding method | |
| US20140008064A1 (en) | Use of crude glycerol (cg) for production of formulations for mineral oil production and process for producing mineral oil from mineral oil deposits having inhomogeneous permeability | |
| CA2843389A1 (en) | Process for producing mineral oil from an underground deposit | |
| Weiqing | The application of performed particle gel for water shutoff and flooding in severe heterogeneous reservoir | |
| US11739620B1 (en) | Methodology to improve the efficiency of gravity drainage CO2 gas injection processes | |
| RU2813288C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приёмистости паронагнетательной скважины | |
| WO2023196956A1 (en) | Foam stabilization using nanoparticles |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| HZ9A | Changing address for correspondence with an applicant |