Способ разработки неоднородной нефтяной залежи



Владельцы патента RU 2594185:

Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяного месторождения с неоднородными по проницаемости пластами. Техническим результатом является повышение равномерности выработки зон залежи. В способе разработки неоднородной нефтяной залежи, включающем разделение залежи на зоны с высокой, средней и низкой проницаемостью, закачку через нагнетательные скважины вытесняющих агентов с различной вязкостью в разные зоны и отбор пластовой продукции через добывающие скважины, в зону с низкой проницаемостью до 100 мД закачивают вытесняющий агент с вязкостью, равной вязкости пластовой воды циклически с периодичностью 15 суток, в зону со средней проницаемостью коллектора от 100 до 500 мД закачивают вытесняющий агент с вязкостью выше, чем вязкость вытесняющего агента, закачиваемого в зону с низкой проницаемостью, на 40% циклически с периодичностью 12 суток, в зону с высокой проницаемостью коллектора более 500 мД закачивают вытесняющий агент с вязкостью выше, чем вязкость вытесняющего агента, закачиваемого в зону со средней проницаемостью, на 50% циклически с периодичностью 9 суток.

 

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяного месторождения с неоднородными по проницаемости пластами.

Известен способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, заключающийся в закачке в продуктивный пласт водного раствора полимера повышенной вязкости [М.Л. Сургучев "Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов". М.: Недра, 1985 г., стр. 165-175].

При этом на фронте вытеснения снижается вязкостная неустойчивость, а при закачке через единый фильтр объем оторочки распределяется по пропласткам пропорционально их приемистости. Больший объем проникает в высокопроницаемые слои и в большей степени повышает их фильтрационное сопротивление, что в конечном итоге, считается, приводит к выравниванию фронта вытеснения и увеличению охвата пласта заводнением. На основе опытных данных оптимальный объем оторочки принято считать в пределах 0,2-0,3 от объема пор пласта при весовой концентрации полимера 0,05%.

Недостатком этого способа является зачастую преждевременный прорыв воды через высокопроницаемый пропласток, когда вязкостных характеристик раствора и фактора сопротивления становится недостаточно.

Это устраняется в способе разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов с пропластками высокой проницаемости, заключающемся в закачке в пласт водного раствора полимера с добавлением загустителя [А.с. СССР 1837104, опубл. 30.08.1993]. Этот способ позволяет предотвратить преждевременный прорыв закачиваемой воды в высокопроницаемых пропластках.

Недостатком этих способов является то, что вязкие растворы полимеров в значительной степени блокируют малопроницаемые пропластки.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, который заключается в одновременно-раздельной закачке через нагнетательные скважины оторочек растворов полимеров с последующим проталкиванием их водой. При этом в высокопроницаемые пропластки закачивают растворы полимеров высокой молекулярной массы, а в низкопроницаемые пропластки - растворы полимеров низкой молекулярной массы с соблюдением условия, чтобы средний размер макромолекул полимера, закачиваемого в пропластки, был меньше среднего диаметра поровых каналов [патент РФ №2095555, опубл. 10.11.1997 - прототип].

Недостатком прототипа является то, что закачка раствора полимера даже малой молекулярной массы в малопроницаемые пропластки снижает темп выработки нефти из пропластка, тем самым снижая общий темп выработки.

Необходимость выравнивания фронтов вытеснения по пласту требует увеличения вязкостных характеристик раствора для высокопроницаемых пропластков. Это ведет к увеличению расхода реагентов, а темп разработки снижается. Все это приводит к неравномерности выработки отдельных зон залежи.

В предложенном изобретении решается задача повышения равномерности выработки зон залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки неоднородной нефтяной залежи, включающем разделение залежи на зоны с высокой, средней и низкой проницаемостью, закачку через нагнетательные скважины вытесняющих агентов с различной вязкостью в разные зоны и отбор пластовой продукции через добывающие скважины, согласно изобретению, в зону с низкой проницаемостью до 100 мД закачивают вытесняющий агент с вязкостью равной вязкости пластовой воды циклически с периодичностью 15 суток, в зону со средней проницаемостью коллектора от 100 до 500 мД закачивают вытесняющий агент с вязкостью выше, чем вязкость вытесняющего агента, закачиваемого в зону с низкой проницаемостью, на 40% циклически с периодичностью 12 суток, в зону с высокой проницаемостью коллектора более 500 мД закачивают вытесняющий агент с вязкостью выше, чем вязкость вытесняющего агента, закачиваемого в зону со средней проницаемостью, на 50% циклически с периодичностью 9 суток.

Сущность изобретения

При разработке неоднородной нефтяной залежи разные участки залежи с разной проницаемостью разрабатываются неравномерно, что влечет за собой значительные материальные затраты на поддержание работы частично выработанной залежи. В предложенном изобретении решается задача повышения равномерности выработки зон залежи. Задача решается следующим образом.

При разработке неоднородной нефтяной залежи проводят разделение залежи на зоны с высокой проницаемостью более 500 мД, средней проницаемостью от 100 до 500 мД и низкой проницаемостью до 100 мД. При начальных одинаковых значениях вязкости нефти и пластового давления по всей залежи в выделенных зонах производят закачку вытесняющего агента с различной вязкостью: в зону с низкой проницаемостью коллектора до 100 мД - с вязкостью вытесняющего агента равной вязкости пластовой воды, причем закачку производят циклически с периодичностью 15 суток, позволяющей однородно распределиться вытесняющему агенту по трещинам, кавернам и порам матрицы. В зону со средней проницаемостью коллектора от 100 до 500 мД закачивают вытесняющий агент с вязкостью выше, чем вязкость вытесняющего агента, закачиваемого в зону с низкой проницаемостью, на 40%, при циклировании закачки с периодом 12 суток для осуществления технологической выдержки, что позволит выровнить фронт вытеснения нефти. В зону с высокой проницаемостью коллектора более 500 мД закачивают вытесняющий агент с вязкостью выше, чем вязкость вытесняющего агента, закачиваемого в зону со средней проницаемостью, на 50%, при циклировании закачки с периодом 9 суток, позволяющей вытесняющему агенту осуществить максимальное уменьшение скорости движения флюида по самым высокопроницаемым прослоям.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина 1090 м, пластовая температура 25°С, пластовое давление 11 МПа, средняя пористость 28%, средняя проницаемость 1,7 мкм2, вязкость нефти в пластовых условиях 58 мПа·с, плотность нефти 0,888 т/м3. Коллектор - поровый. Залежь пластово-сводовая.

Залежь разрабатывают заводнением. Закачивают рабочий агент - пластовую воду через нагнетательные скважины, отбирают пластовую продукцию через добывающие скважины.

Разделяют залежь на зоны с высокой проницаемостью более 500 мД, средней проницаемостью от 100 до 500 мД и низкой проницаемостью до 100 мД.

В зону с низкой проницаемостью коллектора до 100 мД закачивают вытесняющий агент с вязкостью, равной вязкости пластовой воды, т.е. с вязкостью 1,6 мПа*с, причем закачку производят циклически с периодичностью 15 суток - закачка, 15 суток - остановка. Для загущения воды используют водорастворимый полимер - полиакриламид (ПАА). В качестве вытесняющего агента используют 0,001-0,002%-ный водный раствор ПАА. При этом используют ПАА в виде 8%-ной концентрации по ТУ 6-02-00209912-61-97.

В зону со средней проницаемостью коллектора от 100 до 500 мД закачивают вытесняющий агент с вязкостью выше, чем вязкость вытесняющего агента, закачиваемого в зону с низкой проницаемостью, на 40%, т.е. 2,24 мПа*с, причем закачку производят с периодом 12 суток - закачка, 12 суток - остановка. В качестве вытесняющего агента используют 0,003-0,004%-ный раствор ПАА. ПАА используют в виде 8%-ной концентрации по ТУ 6-02-00209912-61-97 или гранулированный сульфатный под маркой ПАА-ГС по ТУ 2216-001-40910172-98.

В зону с высокой проницаемостью коллектора более 500 мД закачивают вытесняющий агент с вязкостью выше, чем вязкость вытесняющего агента, закачиваемого в зону со средней проницаемостью, на 50%, т.е. 3,36 мПа*с, причем закачку производят с периодом 9 суток - закачка, 9 суток - остановка. В качестве вытесняющего агента используют 0,005-0,006%-ный раствор ПАА. ПАА используют в виде 8%-ной концентрации по ТУ 6-02-00209912-61-97 или гранулированный сульфатный под маркой ПАА-ГС по ТУ 2216-001-40910172-98.

В результате разработка всех зон залежи достигается одновременно через 32 года достижением конечной нефтеотдачи 38,5%.

Применение предложенного способа позволит достичь равномерности выработки зон залежи..

Способ разработки неоднородной нефтяной залежи, включающий разделение залежи на зоны с высокой, средней и низкой проницаемостью, закачку через нагнетательные скважины вытесняющих агентов с различной вязкостью в разные зоны и отбор пластовой продукции через добывающие скважины, отличающийся тем, что в зону с низкой проницаемостью до 100 мД закачивают вытесняющий агент с вязкостью, равной вязкости пластовой воды циклически с периодичностью 15 суток, в зону со средней проницаемостью коллектора от 100 до 500 мД закачивают вытесняющий агент с вязкостью выше, чем вязкость вытесняющего агента, закачиваемого в зону с низкой проницаемостью, на 40% циклически с периодичностью 12 суток, в зону с высокой проницаемостью коллектора более 500 мД закачивают вытесняющий агент с вязкостью выше, чем вязкость вытесняющего агента, закачиваемого в зону со средней проницаемостью, на 50% циклически с периодичностью 9 суток.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов. Технический результат - повышение эффективности обработки скважины.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для регулирования разработки нефтяных месторождений, включающего выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к способам увеличения нефтеотдачи пластов. Технический результат - повышение коэффициента извлечения нефти из пласта за счет снижения капиллярных сил, удерживающих остаточную нефть.

Изобретения относятся к области нефтедобычи, в частности к технологическим жидкостям на водной основе и к композициям для ее приготовления, применяющимися в различных пластовых условиях в качестве технологической жидкости - пропантоносителя для проведения гидравлического разрыва пласта (ГРП).

Изобретение относится к текучей среде для обслуживания скважин газовых, геотермальных, угольнопластовых метановых или нефтяных месторождений. Способ обслуживания ствола скважины включает: смешивание агента для снижения трения, анионогенного поверхностно-активного вещества, катионогенного поверхностно-активного вещества и водной основы с образованием вязкоупругого геля на водной основе, введение в ствол скважины текучей среды для обслуживания скважин, содержащей вязкоупругий гель на водной основе, где агент для снижения трения содержит по меньшей мере одно высокомолекулярное полимерное звено, выбранное из акриламидных групп, акрилатных групп, сульфогрупп и групп малеиновой кислоты, а гель на водной основе содержит анионогенное поверхностно-активное вещество и катионогенное поверхностно-активное вещество и где концентрация агента для снижения трения составляет 0,06 кг/м3 (0,5 фунта/1000 галлонов) или менее в расчете на всю текучую среду для обслуживания скважин.
Изобретение относится к газонефтяной промышленности, а более конкретно к разработке придонных залежей газовых гидратов. В способе добычи аквальных газовых гидратов из придонных слоев морей, океанов и озер, включающем прокладку трубопровода с платформы до залежей гидратов, накачку морской воды в емкость с последующей ее закачкой в трубопровод, разрушение газового гидрата водой из трубопровода и откачку смеси воды и газа на поверхность платформы, добычу осуществляют при помощи наночастиц-фуллеренов, добавленных в емкость с морской водой в соотношении 1 наночастица к 15-25 ячейкам газового гидрата, при этом подачу полученного состава осуществляют с ускорением на выходе из трубопровода с помощью гидромониторной насадки.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам повышения нефтеотдачи пластов. В способе повышения нефтеотдачи гидрофильных пластов, состоящих из высокопроницаемых и низкопроницаемых пропластков и разбуренных нагнетательными и добывающими скважинами, включающем закачку через нагнетательную скважину в пласт в процессе заводнения водного раствора на основе электролита, растворителя, неионогенного поверхностно-активного вещества НПАВ и воды, продавливание указанного раствора вглубь пласта, причем большая часть раствора движется по высокопроницаемой части пласта, вытесняя нефть к забою добывающей скважины, а меньшая часть указанного раствора под действием перепада давления между высокопроницаемым и низкопроницаемым пропластком продавливается в низкопроницаемый пропасток, осуществляя капиллярную пропитку для обеспечения снижения поверхностного натяжения на границе раздела фаз остаточной пластовой воды и нефти в низкопроницаемом пропластке гидрофильного коллектора, затем осуществляют остановку нагнетательной скважины на технологическую выстойку продолжительностью Тсут, определяемой по зависимости от расстояния нагнетательной скважины до фронта вытеснения нефти указанным водным раствором и пьзопроводности пласта Т=l2×/2χ, где l - указанное расстояние, м, χ - пьезопроводность пласта, м2/сут, и последующую закачку раствора заводнения с последующей добычей нефти через добывающие скважины, в качестве водного раствора используют водный раствор, содержащий в качестве электролита хлорид магния, в качестве жидкого агента - ацетон, при следующем соотношении компонентов, об.%: хлорид магния 5-10, ацетон 40-60, НПАВ 0,1, вода - остальное.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи месторождения.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов, вскрытых скважинами с открытыми горизонтальными стволами.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - эффективное удаление асфальтосмолистых и парафиновых отложений за счет выделения большого количества тепла без образования в ходе химических превращений труднорастворимых соединений и продуктов реакции, вызывающих коррозию нефтепромыслового оборудования, используемые компоненты вступают между собой в химическую реакцию при стандартных условиях (Т=20°C, Р=101 кПа).

Изобретение относится к способам и системам обработки скважин. Способ обработки скважины, включающий перемещение растворителя от первого источника жидкости к первому насосу, перемещение смачивающей жидкости от второго источника жидкости ко второму насосу, подачу смачивающей жидкости через смеситель полимера, используя второй насос, подачу полимера из устройства подачи полимера в смеситель полимера и объединение в нем смачивающей жидкости и полимера с получением суспензии, содержащей нерастворенный полимер, объединение суспензии с растворителем выше по потоку от входа в первый насос и, используя первый насос, подачу суспензии, объединенной с растворителем, в резервуар для геля, растворение полимера с получением геля и применение геля в обработке скважины. Способ обработки скважины, включающий перемещение растворителя от первого источника жидкости к первому насосу, перемещение смачивающей жидкости от второго источника жидкости ко второму насосу, подачу смачивающей жидкости через смеситель полимера, используя второй насос, подачу полимера из устройства подачи полимера в смеситель полимера и объединение в нем смачивающей жидкости и полимера с получением суспензии, содержащей нерастворенный полимер, увеличение времени растворения полимера подачей буферного агента в смачивающую жидкость до объединения смачивающей жидкости и полимера, объединение суспензии с растворителем, используя первый насос, подачу суспензии, объединенной с растворителем, в резервуар для геля, растворение полимера с получением геля и применение геля в обработке скважины. Способ обработки скважины, включающий: используя всасывающий насос, подачу гидратирующей жидкости из источника жидкости по всасывающей линии к всасывающему насосу и от всасывающего насоса по нагнетательной линии в резервуар для геля, используя подкачивающий насос, подачу части гидратирующей жидкости от всасывающей линии всасывающего насоса в качестве смачивающей жидкости через впускную линию закольцованной цепи смешения к подкачивающему насосу и от него через выпускную линию закольцованной цепи смешения назад к всасывающей линии всасывающего насоса, подачу полимера из устройства подачи полимера в смеситель по выпускной линии закольцованной цепи смешения и смешивание в нем смачивающей жидкости и полимера с получением суспензии, содержащей негидратированный полимер, течение суспензии по выпускной линии закольцованной цепи смешения в гидратирующую жидкость во всасывающую линию всасывающего насоса, используя всасывающий насос, подачу объединенных суспензии и гидратирующей жидкости в резервуар для геля, используя расходомер на нагнетательной линии всасывающего насоса или на всасывающей линии всасывающего насоса между выпускной линией закольцованной цепи смешения и всасывающим насосом, определение скорости потока объединенных суспензии и гидратирующей жидкости, используя устройство управления технологическим процессом, связанного с возможностью управления с устройством подачи полимера и всасывающим насосом, регулирование скорости подачи полимера на основе скорости потока или регулирование скорости потока на основе скорости подачи полимера, гидратацию полимера с получением геля и применение геля в обработке скважины. Система обработки скважины, содержащая резервуар для геля и подсистему смешения полимера, включающую первый насос, всасывающую линию к первому насосу и нагнетательную линию от первого насоса, закольцованную цепь смешения, включающую указанный второй насос, впускную линию закольцованной цепи смешения ко второму насосу от всасывающей линии первого насоса и выпускную линию закольцованной цепи смешения от второго насоса назад к всасывающей линии первого насоса, выпускная линия закольцованной цепи смешения включает смеситель полимера, устройство подачи полимера, выполненное с возможностью подачи полимера в смеситель полимера, расходомер на нагнетательной линии первого насоса или на всасывающей линии первого насоса между выпускной линией закольцованной цепи смешения и первым насосом, устройство управления технологическим процессом с возможностью управления, связывающим скорость подачи полимера, обеспечиваемую устройством подачи полимера, со скоростью потока, определяемой расходомером. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - повышение эффективности геля. 4 н. и 17 з.п. ф-лы, 2 ил.

Предлагаемый способ относится к нефтяной промышленности, в частности к области разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах без водонефтяных зон. В способе разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах, включающем строительство горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин параллельно друг другу, размещение добывающих горизонтальных скважин в нижней части продуктивного пласта, размещение нагнетательных горизонтальных скважин в кровельной части продуктивного пласта между добывающими горизонтальными скважинами в горизонтальной проекции, закачку вытесняющего агента через нагнетательные и отбор продукции через добывающие скважины, перед строительством скважин выбирают участок залежи, обеспечивающий гидродинамическую связь между близлежащими горизонтальными нагнетательными и добывающими скважинами по всей толщине, при строительстве выбирают расстояние между близлежащими горизонтальными стволами добывающих и нагнетательных скважин прямо пропорционально проницаемости пород участка, при этом в качестве вытесняющего агента выбирают воду с минерализацией не более 4 г/л, которую закачивают в продуктивный пласт с давлением, превышающим начальное пластовое давление не более 7% от начального пластового давления, закачку воды прекращают после снижения приемистости горизонтальных нагнетательных скважин до уровня, при котором объем закачиваемой в пласт слабоминерализованной воды превышает объем отбираемой пластовой жидкости, затем в качестве вытесняющего агента используют 0,03-0,5%-ный водный раствор эфира целлюлозы и 0,01-0,5%-ный водный раствор поверхностно-активного вещества - ПАВ при их объемном соотношении, увеличивающемся от 1:1 до 1:5, и общем объеме, составляющем 30-50% от количества первоначального содержания нефти в пласте, при давлении закачки указанных водных растворов, превышающем на 10-15% начальное пластовое давление, до восстановления начального пластового давления, после чего циклы закачки воды с минерализацией не более 4 г/л и водных растворов полимеров и ПАВ повторяют. Технический результат - повышение эффективности обработки. 1 пр., 2 ил.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки обводненного неоднородного пласта с применением химических реагентов. Технический результат - увеличение прочностных свойств закачиваемого гелеобразующего состава. Состав для повышения добычи нефти вытеснением, включающий гелеобразующий компонент на основе нефелина и соляную кислоту, содержит в качестве гелеобразующего компонента на основе нефелина тонкомолотый концентрат сиенитовый алюмощелочной с размером частиц 10-50 мкм и соляную кислоту 3-8%-ную при следующем соотношении компонентов, мас. %: указанный концентрат - 1,0-8,0 и указанная кислота - остальное. 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритоков в добывающих скважинах и выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин. Технический результат - повышение технологичности применения полимерных композиций, а образованный гель в меньшей степени подвержен деструкции. Применение предлагаемого способа в нефтяной промышленности позволит снять ограничения по использованию полимерных гелеобразующих составов на месторождениях с минерализованными водами, повысить их эффективность. В способе выравнивания профиля приемистости нагнетательных и ограничения водопритока в добывающих скважинах, включающем закачку в пласт водного раствора полиакриламида и сшивателя, где указанный раствор готовят на пластовой воде с последовательным введением едкого натра до рН=8,0, натрия углекислого кислого в количестве 2,48 мас.%, дополнительно в воду добавляют комплексон-трилон Б в количестве 0,1-5,0 мас.%, затем полиакриламид в количестве 0,2-3,5 мас.%, ацетат хрома в количестве 0,47 мас.%. 2 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке антиклинальных залежей нефти с водонефтяными зонами и терригенным типом коллектора. Технический результат - повышение нефтеотдачи нефтяных залежей. По способу осуществляют бурение на залежи с водонефтяными зонами системы добывающих скважин. Эти скважины в верхней части продуктивного пласта перфорируют для отбора продукции. Разработку проводят в залежах с антиклинальной структурой, представленных терригенным типом коллектора, в порах которых имеются мелкодисперсные глинистые частицы и не менее 50% данных частиц относятся к каолинитным глинам. После обводнения более чем на 98% одной или нескольких скважин первого ряда, расположенных ближе всего к водонефтяному контакту, в них закачивают модифицированную воду - воду, в которой концентрация NaCl составляет не более 5 г/л и ее воздействие на данный коллектор снижает фазовую проницаемость по воде не менее чем в 5 раз. Закачку ведут в течение 3-10 суток с расходом 0,1-0,8 от максимальной приемистости данных скважин. После этого указанные скважины первого ряда останавливают. В соседние добывающие скважины второго ряда, расположенные выше по структурным отметкам, закачивают модифицированную воду в течение 5-15 суток с расходом не более 0,1 от максимальной приемистости данных скважин. Затем через 1-10 суток пускают скважины второго ряда в добычу. Процессы закачки модифицированной воды повторяют последовательно в направлении от минимальных структурных отметок к максимальным при обводнении соответствующих скважин. 2 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородных слоистых коллекторов. Технический результат - повышение равномерности выработки запасов нефти, увеличение коэффициентов охвата и нефтеизвлечения слоистых нефтяных залежей. Способ включает выбор добывающей скважины и ближайшей к ней нагнетательной скважины, являющейся причиной обводнения добывающей скважины. Осуществляют закачку в скважины состава для ограничения водопритока для ликвидации зон прорыва воды. Закачивают воду в нагнетательную скважину и отбирают продукцию из добывающей скважины. В качестве состава для ограничения водопритока используют модифицированную воду - воду, концентрацию и ионный состав растворенных солей которой определяют по лабораторным исследованиям снижения проницаемости керна данного пропластка не менее чем в 10 раз при прокачке одного порового объема керна при пластовой температуре и скорости прокачки не менее 5 мл/мин. При этом снижение проницаемости является результатом выпадения солей в призабойной зоне добывающей скважины при реакции модифицированной воды со сточной водой пропластка. В добывающей скважине определяют обводненность каждого пропластка. В нагнетательную и добывающую скважины спускают колонну труб с пакерами и изолируют данными пакерами пропласток с максимальной обводненностью от остальных пропластков. Закачивают в изолированный пропласток через нагнетательную скважину модифицированную воду с расходом 0,5-1,0 от максимальной приемистости пропластка. При этом забойное давление в добывающей скважине снижают до 0,9-1,0 от давления насыщения. Закачку ведут до снижения обводненности пропластка до 0,8-1,2 от обводненности пропластка с минимальной обводненностью. После этого через нагнетательную скважину в рассматриваемый пропласток закачивают водный раствор хлора из расчета 20-100 м3 на 1 м эффективной толщины пропластка. В первые 10-50 м3 закачиваемой модифицированной воды добавляют ингибиторы отложения солей. Аналогичную операцию по последовательной закачке модифицированной воды и водного раствора хлора проводят на остальных пропластках кроме пропластка с минимальной обводненностью. После этого скважины переводят в обычный режим эксплуатации. Вышеупомянутые мероприятия повторяют с периодичностью 0,5-2 года. 2 пр., 1 табл., 1 ил.

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяного пласта. В способе разработки нефтяного пласта, включающем последовательную закачку в пласт через нагнетательную скважину оторочек водного раствора щелочи с НПАВ и водного раствора полимера с последующим заводнением и отбор нефти через добывающие скважины, в качестве НПАВ используют водорастворимый оксиэтилированный алкилфенол - ВОА, в качестве полимера - полиакриламид - ПАА, предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении закачки, рассчитывают максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну, определяют объемное соотношение закачки оторочек в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины, дополнительно уточняют минерализацию закачиваемой воды и при ее значении 0,15-45 г/л закачивают первую оторочку до увеличения давления закачки на 15-30% от первоначального давления закачки, в качестве первой оторочки используют смесь водного раствора щелочи с ВОА и ПАА при следующем содержании компонентов, мас. %: щелочь - 0,1-3,0, ВОА - 0,05-0,3, ПАА - 0,05-0,8, вода с минерализацией от 0,15 до 45 г/л - остальное, вторую оторочку закачивают до увеличения давления закачки на 30-70% от первоначального давления закачки до максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну, в качестве второй оторочки используют смесь водного раствора ПАА и ВОА при следующем содержании компонентов, мас. %: ПАА - 0,05-0,8, ВОА - 0,05-0,3, вода с минерализацией от 0,15 до 45 г/л - остальное, объемное соотношение оторочек выбирают при приемистости 100-250 м3/сут - 1:1, 250-400 м3/сут - (1-2):1, а до закачки указанных оторочек производят закачку водного раствора ПАА с концентрацией от 0,05 до 0,5 мас. % в объеме, равном объему закачки первой оторочки или закачиваемой воды с минерализацией от 0,15 до 45 г/л в объеме 10-20 м3. По другому варианту в указанном способе при значении минерализации 45-300 г/л закачивают первую оторочку до увеличения давления закачки на 15-30% от первоначального давления закачки, в качестве первой оторочки используют смесь водного раствора щелочи с ВОА при их содержании, мас. %: щелочь - 0,1-3,0, ВОА - 0,001-0,15, вода с минерализацией 45-300 г/л - остальное, в качестве второй оторочки используют смесь водного раствора ПАА и ВОА при их содержании, мас. %: ПАА - 0,05-0,8, ВОА - 0,05-0,3, вода с минерализацией 45-300 г/л - остальное, вторую оторочку закачивают до увеличения давления закачки на 30-70% от первоначального давления закачки до максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну, объемное соотношение оторочек выбирают при приемистости 100-250 м3/сут - 1:(1-2), 250-400 м3/сут - 1:(1-3), а до закачки указанных оторочек производят закачку водного раствора ПАА с концентрацией от 0,05 до 0,5 мас. % в объеме, равном объему закачки первой оторочки или закачиваемой воды с минерализацией от 45 до 300 г/л в объеме 10-20 м3. Технический результат - повышение эффективности вытеснения нефти из пласта, снижение потери НПАВ и щелочи. 2 н.п. ф-лы, 2 табл., 2 пр.

Изобретение относится к области технологии нефтедобычи, в особенности к способу добычи нефти из подземных нефтяных месторождений. Согласно способу проходят по меньшей мере одну нагнетательную скважину и по меньшей мере одну эксплуатационную скважину. Нагнетают одну или несколько вытесняющих сред по меньшей мере в одну нагнетательную скважину и осуществляют отбор нефти по меньшей мере через одну эксплуатационную скважину. Осуществляют блокировку зон нефтяного месторождения с высокой проницаемостью в области между по меньшей мере одной нагнетательной скважиной и по меньшей мере одной эксплуатационной скважиной, для чего через по меньшей мере одну нагнетательную скважину в месторождение в каждом случае по отдельности и последовательно нагнетают по меньшей мере одну водную композицию F1 и по меньшей мере одну водную композицию F2. Причем композиции после закачки смешиваются друг с другом в формации в зоне смешивания и образуют вязкие гели. Продолжают нагнетание одной или нескольких вытесняющих сред в нагнетательную скважину. Причем композиция F1 включает в себя воду и уротропин. Композиция F2 включает в себя воду и мочевину. F1 и/или F2 содержат по меньшей мере еще одно соединение М, выбранное из соединений металлов и соединений полуметаллов, которое способно формировать гели при добавлении основания. Причем соединения металлов и соединения полуметаллов выбирают из группы, которую образуют соли Fe(II) и Fe(III), соли ванадия, соли циркония, соли алюминия (III) и коллоидные соединения кремния. При этом в зоне смешивания композиций концентрация уротропина составляет по меньшей мере 1% масс., концентрация мочевины по меньшей мере 5,75% масс., а концентрация по меньшей мере одного соединения М по меньшей мере 5% масс. относительно суммы воды, уротропина, мочевины и по меньшей мере одного соединения М, которые находятся в зоне смешивания. Техническим результатом является повышение выхода нефти. 12 з.п. ф-лы, 2 табл., 3 ил.

Настоящее изобретение относится к использованию неионогенного поверхностно-активного вещества - НПАВ, растворимого в диоксиде углерода, для интенсифицированной нефтедобычи. Способ добычи нефти из подземного пласта, включающий введение НПАВ в составе диоксида углерода в пласт, где НПАВ получено реакцией алкоксилирования в присутствии двойного цианидметаллического катализатора первого эпоксида, второго эпоксида, отличного от первого, и разветвленного алифатического спирта, содержащего 3-9 атомов углерода, и добычи нефти из пласта. Эмульсия, содержащая диоксид углерода, разбавитель и указанное НПАВ. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение добычи нефти. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 4 ил., 2 табл., 2 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины, добывающей вязкую нефтяную эмульсию. Способ эксплуатации скважины включает оборудование скважины колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) с штанговым глубинным насосом, фильтром, кабелем и капиллярным трубопроводом. Подают электрический ток по кабелю и растворитель асфальтеносмолопарафиновых отложений - АСПО, по капиллярному трубопроводу. Осуществляют одновременный отбор пластовой продукции по колонне НКТ посредством штангового глубинного насоса. При этом на устье скважины в составе колонны НКТ снизу вверх размещают: заглушку, нагреватель, фильтр, штанговый глубинный насос. При этом соединяют кабель с нагревателем, а на наружной поверхности колонны НКТ крепят клямсами кабель до нагревателя и капиллярный трубопровод от устья до глубины выше штангового глубинного насоса с входом во внутреннюю полость колонны НКТ. Размещают колонну НКТ в скважине так, чтобы нагреватель размещался от середины пласта к его подошве. За 24 ч до запуска привода штангового глубинного насоса осуществляют запуск нагревателя в работу. При этом температура работы нагревателя не выше 40°С. По прошествии 24 ч производят поэтапную эксплуатацию скважины запуском привода штангового глубинного насоса с минимальным числом качаний и максимальной длиной хода и с периодическим ступенчатым увеличением температуры нагревателя на 20°С, начиная с температуры 50 и до 90°С, и подачей растворителя насосом дозатором по капиллярному трубопроводу со ступенчатым снижением подачи растворителя на 5 л/ч, начиная с подачи 15 до 5 л/ч, на каждом этапе эксплуатации при условии достижения максимального объема продукции. Техническим результатом является повышение эффективности прогревания призабойной зоны. 1 ил., 1 табл.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2016-08-10 2016-08-10T11:10:15
Наверх