СПОСОБ ДООТМЫВА ОСТАТОЧНОЙ НЕФТИ Российский патент 1999 года по МПК E21B43/22 

Описание патента на изобретение RU2134342C1

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к методам разработки нефтяных месторождений.

Известен способ разработки нефтяного пласта, заключающийся в применении смеси неионогенных поверхностно-активных веществ типа оксиэтиленовых производных алкилфенолов, дизельного топлива и воды при следующем количественном соотношении, мас. %: смесь НПАВ - 8-15, дизельное топливо - 20-40, вода - остальное (патент РФ N 1122030 E 21 B 43/22, 1982 г.). Недостатком данного способа является низкая эффективность извлечения остаточной нефти в связи с тем, что образующиеся в пласте эмульсии обладают низкой агрегативной стабильностью.

Наиболее близким к пролагаемому изобретению по технической сущности и достигаемым результатам является способ доотмыва остаточной нефти путем закачки в пласт оксиэтилированного алкилфенола с числом этоксильных групп 5-8 и концентрацией 5-20% (патент РФ N 1612664 E 21 B 43/22, 1995 г.).

Задачей изобретения является более полное извлечение нефти в условиях минерализованных вод за счет введения в состав более эффективного вытесняющего агента.

Поставленная задача решается тем, что в способе доотмывки остаточной нефти путем закачки в пласт вытесняющего агента, содержащего поверхностно-активное вещество, в качестве вытесняющего агента используется эмульсионный раствор на основе маслорастворимого поверхностно-активного вещества - Нефтенол-H3 и нефти, при соотношении 1:3 - 1:15, между разделительными оторочками из нефти с последующей закачкой глинистой суспензии в количестве 5-60% от общей массы раствора.

Эмульгатор Нефтенол-Н3 представляет собой углеводородный раствор сложных эфиров олеиновой, линолевой, а также смоляных кислот, и триэтаноламина. Плотность при 20oC 0,85-0,93 г/куб. см, температура застывания минус 40oC. Нефтенол применяется в инвертных эмульсионных буровых растворах.

Физико-химические свойства нефтенола-Н3 приведены в таблице 1 (ТУ 2488-007-171977-08-93).

Предпочтительно использовать в качестве углеводородной среды природные нефти. Природные нефти содержат в своем составе кроме углеводородов различные высокомолекулярные органические соединения, которые служат стабилизаторами эмульсий и по своей стабилизирующей способности располагаются в ряд: асфальтены > смолы > нафтеновые кислоты. На основе нефти с высоким содержанием асфальтенов и смол может быть получена стабильная эмульсия.

Глинопорошок используют любой марки по ГОСТ 25795-83. При применении глины из местных карьеров необходимо отстаивание раствора в течение 0,5 часа для разделения от песка и гравия.

Применяется сточная вода плотностью более 1100 кг/куб.м, массовая доля ионов кальция более 400 г/куб.м, ионов магния более 200 г/куб.м, водородный показатель pH = 6...7.

Пресная вода используется по ГОСТ 2874-82, массовая доля ионов кальция до 40 г/куб.м, ионов магния - до 10 г/куб.м, плотность - 1000 кг/куб.м, водородный показатель pH = 7...8.

Сущность предлагаемого изобретения заключается в следующем. Введение маслорастворимого ПАВ Нефтенола - H3 с высокой адгезией к гидрофильной породе коллектора в промытых водой каналах придает составу способность при движении по фильтрационным каналам гидрофобизировать скелет коллектора с увеличением его фазовой проницаемости для нефти.

Дисперсный характер образовавшихся эмульсий позволяет им избирательно фильтроваться в наиболее проницаемые каналы и трещины, служащие путями притока пластовых вод к забою скважины. Эмульсии способны к загущению и структурированию при механическом перемешивании с пластовой водой во время фильтрации в глубь пласта и наоборот, к разжижению при диспергировании с нефтью.

Введение мелкодисперсной добавки - глинопорошка - эффективный регулятор фильтрационных свойств эмульсий. Роль добавки заключается в создании на фильтрационной поверхности коллектора сводовых перемычек. В результате происходит быстрое и эффективное закупоривание устья пор и образуется прочный слой дисперсных частиц, который препятствует более глубокому проникновению в пласт не только твердой фазы, но и фильтрата жидкости. Исходная нефтепроницаемость коллектора может быть практически полностью восстановлена.

Способ осуществляют следующим образом.

Предварительно проводят подготовительные работы: выбирают опытный участок на месторождении, выделяют нагнетательную скважину, определяют гидродинамически связанные с ним добывающие скважины, проводят комплекс стандартных гидродинамических и геофизических исследований на скважинах с целью определения текущего состояния скважин, профиля приемистости пластов.

Технология воздействия на пласт включает остановку нагнетательной скважины, последовательное закачивание в нагнетательную скважину разделительной оторочки из нефти, состава из Нефтенола-H3 и нефти, вновь разделительной оторочки из нефти. Затем в нагнетательную скважину закачивают весь объем глинистой суспензии и завершают технологический процесс закачкой продавочной жидкости - минерализованной водой. Скважину останавливают для реагирования на 72 часа.

Суммарный объем закачиваемых в нагнетательную скважину оторочек составляет 20-30 куб.м на 1 м нефтенасыщенной мощности.

Пример. Объектом испытания выбран песчаник угленосного горизонта, эксплуатируемый 1 нагнетательной и 5 добывающими скважинами. Интервал перфорации нагнетательной скважины 1349,2-1353,4. Средняя толщина пласта 5,2 м. Плотность закачиваемой воды 1118 кг/куб.м, приемистость скважины при 9,5 МПа 420 куб.м/сут. Проницаемость пласта 0,16-0,20 мкм, пористость 0,23-0,26.

Обводненность продукции добывающих скважин 93-96%. Дебит по нефти 0,5-1,2 куб.м/сут.

После проведения комплекса подготовительных и исследовательских работ в нагнетательную скважину закачивают 3 куб.м нефти, затем эмульсионный раствор из нефти и Нефтенола-H3 в объеме 50 куб.м., из них 3 куб.м. Нефтенола-H3 и 47 куб. м. нефти, Вновь закачивают разделительную оторочку - 3 куб.м нефти. Процесс улучшения вытеснения нефти достигается закачиванием 24 куб.м глинистой суспензии с плотностью 1,02-1,08 кг/куб.дм, приготовленной на пресной воде. Растворы продавливают 16 куб.м сточной водой. Скважину останавливают на 72 часа для реагирования.

В течение 3-х месяцев обводненность 4 скважин снизилась до 65-86%, у 1 скважины - до 60%. Дебит по нефти 3 скважин увеличился до 4,1-13,8 куб. м/сутки. Приемистость нагнетательной скважины снизилась на 25%. Прирост добычи нефти по очагу за месяц составил 2374 тонны.

Эффективность снижения проницаемости обводненного пласта предлагаемыми и известными способами определялась лабораторными опытами по фильтрации испытуемых растворов через образец искусственного керна. Образец представляет собой сцементированный кварцевый песок диаметром 39-40 мм, длиной 52-56 мм, объемом пор 13,2-17,0 куб.см. Опыты начинают с установки образца в кернодержатель, насыщения его пластовой водой с плотностью 1100 кг/куб.м и определяется начальная проницаемость при постоянном перепаде давления, равном 0,01 МПа. С целью снижения проницаемости через образец фильтруют в заданном соотношении чередующиеся оторочки из нефти, микроэмульсионного состава, нефти, глинистой суспензии, сточной воды (таблица 2). Степень снижения проницаемости образцов характеризует эффективность применяемого способа закачивания растворов.

Из результатов опытов фильтрации, приведенных в таблице 2, видно, что способ фильтрации чередующихся оторочек микроэмульсионного состава и глинистой суспензии позволяет увеличить долю снижения проницаемости керна (опыты 4-9), и по сравнению с прототипом предлагаемый способ позволяет значительно повысить степень снижения проницаемости водонасыщенной части пласта, тем самым увеличить охват пласта заводнением и нефтеотдачу.

Применяемые реагенты не токсичны. Способ экологически безопасен, прост и технологичен. Способ не требует дополнительного обустройства нефтяных промыслов.

Обладает высокой эффективностью для повышения нефтеотдачи обводненных пластов, находящихся на поздней стадии разработки.

Похожие патенты RU2134342C1

название год авторы номер документа
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 1997
  • Хисаева Д.А.
  • Василенко В.Ф.
  • Лукьянов Ю.В.
  • Гарифуллин Ф.С.
  • Якименко Г.Х.
  • Гафуров О.Г.
  • Ширгазин Р.Г.
RU2168617C2
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ЗАВОДНЕНИЕМ 1996
  • Алмаев Р.Х.
  • Базекина Л.В.
  • Сафонов Е.Н.
  • Плотников И.Г.
  • Асмоловский В.С.
  • Парамонов С.В.
  • Габдрахманов А.Г.
RU2127358C1
СПОСОБ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ 1997
  • Исламов Ф.Я.
  • Алмаев Р.Х.
  • Плотников И.Г.
  • Базекина Л.В.
  • Шувалов А.В.
  • Парамонов С.В.
RU2134774C1
СОСТАВ ДЛЯ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ 1996
  • Хисаева Д.А.
  • Гафуров О.Г.
  • Алмаев Р.Х.
  • Базекина Л.В.
  • Волочков Н.С.
  • Мерзляков В.Ф.
RU2126884C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 1998
  • Симаев Ю.М.
  • Базекина Л.В.
  • Лукьянов Ю.В.
  • Василенко В.Ф.
  • Михайлов А.А.
  • Курмакаева С.А.
RU2136869C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 2002
  • Рамазанова А.А.
  • Хисаева Д.А.
  • Шайдуллин Ф.Д.
  • Назмиев И.М.
  • Абызбаев И.И.
  • Гафуров О.Г.
  • Галлямов И.М.
RU2231633C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 2000
  • Багау С.Р.
  • Габдуллин Р.Ф.
  • Асмоловский В.С.
  • Сайфутдинов Ф.Х.
  • Гафуров О.Г.
  • Мухтаров Я.Г.
RU2167277C1
СПОСОБ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТИ ИЗ ОБВОДНЕННОГО НЕОДНОРОДНОГО ПЛАСТА 1998
  • Старкова Н.Р.
  • Антипов В.С.
RU2138626C1
СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ 2000
  • Назмиев И.М.
  • Галлямов И.М.
  • Шайдуллин Ф.Д.
  • Хасанов Ф.Ф.
  • Трифонова Р.Х.
RU2166622C1
СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПЛАСТА 1999
  • Якименко Г.Х.
  • Давыдов В.П.
  • Ягафаров Ю.Н.
  • Гафуров О.Г.
  • Хисаева А.И.
  • Гумеров Р.Р.
  • Мухтаров Я.Г.
RU2148160C1

Иллюстрации к изобретению RU 2 134 342 C1

Реферат патента 1999 года СПОСОБ ДООТМЫВА ОСТАТОЧНОЙ НЕФТИ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторождений. Способ осуществляют следующим образом. В качестве вытесняющего агента используют эмульсионный раствор на основе маслорастворимого поверхностно-активного вещества - Нефтенол-НЗ и нефти, в соотношении 1 : 3 - 1 : 15, причем вытесняющий агент закачивают в нагнетательную скважину между разделительными оторочками из нефти с последующей закачкой глинистой суспензии как эффективного стабилизатора фильтрационных свойств эмульсий. Технический результат: высокая эффективность нефтеотдачи обводненных пластов, находящихся на поздней стадии разработки. Способ экологически безопасен, прост и технологичен. Способ не требует дополнительного обустройства нефтяных промыслов. 2 табл.

Формула изобретения RU 2 134 342 C1

Способ доотмыва остаточной нефти путем закачки в пласт вытесняющего агента, содержащего поверхностно-активное вещество, отличающийся тем, что в качестве вытесняющего агента используется эмульсионный раствор на основе маслорастворимого поверхностно-активного вещества - Нефтенол-Н3 и нефти при соотношении 1:3-1:15 между разделительными оторочками из нефти с последующей закачкой глинистой суспензии в количестве 5 - 60% от общей массы раствора.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 1999 года RU2134342C1

СПОСОБ ДООТМЫВА ОСТАТОЧНОЙ НЕФТИ 1989
  • Глумов И.Ф.
  • Ибатуллин Р.Р.
  • Корецкий А.Ф.
  • Слесарева В.В.
  • Рощектаева Н.А.
  • Кочетков В.Д.
RU1612664C
Мицеллярный состав 1965
  • Вильям Барней Гогарти
  • Руссел Вильям Олсон
SU462348A3
СПОСОБ ДООТМЫВА ОСТАТОЧНОЙ НЕФТИ 1986
  • Глумов И.Ф.
  • Корецкий А.Ф.
  • Смирнова А.В.
  • Савинцева С.А.
  • Слесарева В.В.
  • Рощектаева Н.А.
  • Кочетков В.Д.
  • Ибатуллин Р.Р.
RU1445295C
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 1984
  • Лысенко В.Д.
  • Муслимов Р.Х.
  • Соловьева В.Н.
RU1195717C
US 4966235 A, 30.10.90.

RU 2 134 342 C1

Авторы

Хисаева Д.А.

Якименко Г.Х.

Хатмуллин Ф.Х.

Назмиев И.М.

Гафуров О.Г.

Ширгазин Р.Г.

Даты

1999-08-10Публикация

1997-03-05Подача