СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 2001 года по МПК E21B43/22 

Описание патента на изобретение RU2175056C1

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородной нефтяной залежи.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и полимера, суспендированного в не вызывающей набухания жидкости (Патент США N 4328864, кл. E 21 B 43/22, опублик. 1982 г.).

Известный способ не позволяет значительно повысить охват пласта воздействием и увеличить нефтеотдачу залежи вследствие того, что закупоривающий материал не удерживается в высокопроницаемой зоне, а выносится из добывающей скважины или растворяется в пласте при работе нагнетательной скважины.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и закачку чередующихся оторочек суспензии водорастворимого полимера в углеводородной жидкости и воды с уменьшением концентрации водорастворимого полимера в каждой последующей оторочке (Авторское свидетельство СССР N 1501597, кл. E 21 B 43/22, опублик 1991 г. - прототип).

Известный способ позволяет закачать водорастворимый полимер в пласт на большую глубину, однако гелеобразование водорастворимого полимера проходит в нестационарных условиях, поэтому адгезия полимера к породе пласта оказывается невысокой и полимер склонен к миграции из скважин. Особенно сильно этот процесс развивается при закачке суспензии водорастворимого полимера в добывающие скважины, при последующей разработке полимер интенсивно выделяется из пласта в скважину и эффективность его воздействия резко снижается. Это приводит к обводненности добываемой продукции и уменьшению нефтеотдачи залежи.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи за счет более прочного закрепления водорастворимого полимера в пласте.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор нефти через добывающие скважины, закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и закачку в скважины суспензии водорастворимого полимера в углеводородной жидкости, согласно изобретению, используют суспензию 1,6 - 2,5%-ной концентрации, перед закачкой суспензии водорастворимого полимера в углеводородной жидкости скважину заполняют безводной нефтью, закачку суспензии ведут через колонну насосно-компрессорных труб, спущенную ниже интервала перфорации из расчета 2 - 3 м3/м изолируемого интервала, проводят первую технологическую выдержку, плавно отбирают из скважины объем жидкости, равный закачанному, проводят вторую технологическую выдержку и запускают скважину в работу.

Признаками изобретения являются:
1. Отбор нефти через добывающие скважины.

2. Закачка через нагнетательные скважины рабочего агента.

3. Закачка в скважины суспензии водорастворимого полимера в инертной жидкости.

4. Использование суспензии 1,6 - 2,5%-ной концентрации.

5. Перед закачкой суспензии водорастворимого полимера в углеводородной жидкости заполнение скважины безводной нефтью.

6. Закачка суспензии ведут через колонну насосно-компрессорных труб, спущенную ниже интервала перфорации.

7. То же из расчета 2 - 3 м3/м изолируемого интервала.

8. Проведение первой технологической выдержки.

9. Плавный отбор из скважины объема жидкости, равного закачанному.

10. Проведение второй технологической выдержки.

11. Запуск скважины в работу.

Признаки 1 - 3 являются общими с прототипом, признаки 4 - 11 являются естественными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения
При разработке нефтяной залежи происходит преимущественное обводнение наиболее проницаемых зон, а в менее проницаемых зонах сохраняются запасы нефти. Закачкой суспензии водорастворимого полимера в инертной жидкости и направлением вытесняющих потоков в низкопроницаемые зоны удается повысить нефтеотдачу залежи. Однако водорастворимый полимер непрочно закрепляется в пласте и выходит из скважины при отборе пластовых флюидов, что снижает нефтеотдачу залежи.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи належи за счет более прочного закрепления водорастворимого полимера в пласте. Задача решается следующей совокупностью операций.

При разработке нефтяной залежи производят отбор нефти через добывающие скважины и закачку через нагнетательные скважины рабочего агента. Останавливают добывающую скважину. Используют суспензию 1,5 - 2,5%-ной концентрации. Перед закачкой суспензии водорастворимого полимера в углеводородной жидкости скважину заполняют безводной нефтью. Это исключает нежелательный преждевременный контакт водорастворимого полимера с водой. Закачку суспензии ведут через колонну насосно-компрессорных труб, спущенную ниже интервала перфорации, из расчета 2 - 3 м3/м изолируемого интервала. Спуск колонны насосно-компрессорных труб ниже интервала перфорации способствует вытеснению нефтью остатков воды из скважины. Расход суспензии 2 - 3 м3/м изолируемого интервала определен из практики. Проводят первую технологическую выдержку в течение 20 - 30 час. В это время в обводненной части пласта под действием оставшейся в порах воды частицы водорастворимого полимера начинают образовывать гель, который частично заполняет каналы водопритоков. Для донасыщения частиц полимера водой и полной закупорки каналов водопритока из скважины плавно отбирают объем жидкости, равный закачанному. Проводят вторую технологическую выдержку в течение 20 - 30 час для окончательного гелеобразования водорастворимого полимера и запускают скважину в работу.

В качестве водорастворимого полимера используют полиакриламид или карбоксиметилцеллюлозу. В качестве углеводородной жидкости используют безводную нефть или другие углеводородные жидкости.

Примеры конкретного выполнения
Пример 1. Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина 2350 м, пластовая температура 76oC, пластовое давление 19,8 МПа, толщина пласта 36 м, пористость 14%, проницаемость 146 - 362 мД, вязкость нефти 40,26 МПа•с, плотность нефти 0,884 г/см3, коллектор - неоднородный песчаник с глинистыми пропластками.

Через 5 нагнетательных скважин закачивают рабочий агент - пластовую воду, через 20 добывающих скважин отбирают нефть. На поздней стадии разработки при обводненности добываемой продукции 86% приступают к мероприятиям по повышению нефтеотдачи залежи.

Останавливают добывающую скважину и заполняют безводной нефтью. Проводят закачку 1,6%-ной суспензии водорастворимого полимера - полиакриламида в углеводородной жидкости - безводной нефти через колонну насосно-компрессорных труб, спущенную на 3,5 м ниже интервала перфорации, из расчета 3 м3/м изолируемого интервала. Толщина промытой части пласта составляет 4 м. Объем закачки составляет 12 м3. Проводят первую технологическую выдержку в течение 24 час. Из скважины плавно отбирают 12 м3 жидкости в течение 2 сут. Проводят вторую технологическую выдержку в течение 24 час и запускают скважину в работу.

Пример 2. Выполняют как пример 1. Останавливают добывающую скважину и заполняют безводной нефтью. Проводят закачку 2,5%-ной суспензии водорастворимого полимера - частично гидролизованной карбоксиметилцеллюлозы в углеводородной жидкости - безводной нефти через колонну насосно-компрессорных труб, спущенную на 3 м ниже интервала перфорации, из расчета 2 м3/м изолируемого интервала. Объем закачки составляет 8 м3. Проводят первую технологическую выдержку в течение 20 час. Из скважины плавно отбирают 8 м3 жидкости в течение 1,5 сут. Проводят вторую технологическую выдержку в течение 20 час и запускают скважину в работу.

Пример 3. Выполняют как пример 1. Останавливают добывающую скважину и заполняют безводной нефтью. Проводят закачку 2%-ной суспензии водорастворимого полимера - полиакриламида в углеводородной жидкости - безводной нефти через колонну насосно-компрессорных труб, спущенную на 4 м ниже интервала перфорации, из расчета 2,5 м3/м изолируемого интервала. Объем закачки составляет 10 м3. Проводят первую технологическую выдержку в течение 30 час. Из скважины плавно отбирают 10 м3 жидкости в течение 2,5 сут. Проводят вторую технологическую выдержку в течение 30 час и запускают скважину в работу.

Через сутки реализации мероприятий по примерам 1 - 3 отмечают снижение обводненности добываемой продукции в добывающих скважинах на 30 - 40%.

Применение предложенного способа позволит вовлечь в разработку ранее не охваченные воздействием зоны пласта и повысить нефтеотдачу залежи.

Похожие патенты RU2175056C1

название год авторы номер документа
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 2001
  • Чикин А.Е.
RU2175055C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 2001
  • Суворов Г.И.
RU2175054C1
СПОСОБ ПРОВЕДЕНИЯ РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ В СКВАЖИНЕ 2003
  • Чикин А.Е.
RU2231625C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 2001
  • Чикин А.Е.
RU2175715C1
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПОДОШВЕННЫХ ВОД В ДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЕ 2005
  • Чикин А.Е.
RU2263777C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 2008
  • Хисамов Раис Салихович
  • Нугайбеков Ардинат Галиевич
  • Торикова Любовь Ивановна
  • Исаков Владимир Сергеевич
  • Мусаев Гайса Лёмиевич
  • Ториков Андрей Анатольевич
RU2354811C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 2001
  • Чикин А.Е.
RU2175051C1
Способ изоляции водопритоков или зон поглощения в скважине 2003
  • Чикин А.Е.
RU2224102C1
СПОСОБ УМЕНЬШЕНИЯ ОБВОДНЕННОСТИ ПРОДУКЦИИ НЕФТЕДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ 2013
  • Ибрагимов Наиль Габдулбариевич
  • Заббаров Руслан Габделракибович
  • Чиркунов Александр Петрович
  • Нурмухаметов Рафаиль Саитович
  • Галимов Илья Фанузович
  • Лапухин Алексей Олегович
  • Марунин Дмитрий Александрович
RU2525244C1
СПОСОБ ОБРАБОТКИ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА 2005
  • Васясин Георгий Иванович
  • Насибулин Ильшат Маратович
  • Лебедев Николай Алексеевич
  • Савельев Виктор Алексеевич
  • Граханцев Николай Михайлович
  • Романов Геннадий Васильевич
  • Занин Владимир Аркадьевич
RU2289686C1

Реферат патента 2001 года СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородной нефтяной залежи. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи за счет более прочного закрепления водорастворимого полимера в пласте. Сущность изобретения: по способу ведут отбор нефти через добывающие скважины, закачивают через нагнетательные скважины рабочий агент, закачивают в скважины суспензии водорастворимого полимера в углеводородной жидкости, используют суспензию 1,6-2,5%-ной концентрации, перед закачкой суспензии водорастворимого полимера в углеводородной жидкости скважину заполняют безводной нефтью. Закачку суспензии ведут через колонну насосно-компрессорных труб, спущенную ниже интервала перфорации, из расчета 2-3 м3/м изолируемого интервала. Проводят первую технологическую выдержку в течение 20-30 ч, когда в порах обводненной части пласта начинает образовываться гель водорастворимого полимера. Плавно в течение 1,5-2,5 сут отбирают из скважины объем жидкости, равный закачанному, проводят вторую технологическую выдержку в течение 20-30 ч для окончательного гелеобразования водорастворимого полимера и запускают скважину в работу.

Формула изобретения RU 2 175 056 C1

Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и закачку в скважины суспензии водорастворимого полимера в углеродной жидкости, отличающийся тем, что используют суспензию 1,6 - 2,5%-ной концентрации, перед закачкой суспензии водорастворимого полимера в углеводородной жидкости скважину заполняют безводной нефтью, закачку суспензии ведут через колонну насосно-компрессорных труб, спущенную ниже интервала перфорации, из расчета 2 - 3 м3/м изолируемого интервала, проводят первую технологическую выдержку в течение 20 - 30 ч, когда в порах обводненной части пласта начинает образовываться гель водорастворимого полимера, плавно в течение 1,5 - 2,5 сут. отбирают из скважины объем жидкости, равный закачанному, проводят вторую технологическую выдержку в течение 20 - 30 ч для окончательного гелеобразования водорастворимого полимера и запускают скважину в работу.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2001 года RU2175056C1

Способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов 1987
  • Доброскок Б.Е.
  • Кубарева Н.Н.
  • Муслимов Р.Х.
  • Вышенский М.В.
  • Кандаурова Г.Ф.
SU1501597A1
RU 2162142 C1, 20.01.2001
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (ВАРИАНТЫ) 1999
  • Крупин С.В.
  • Барабанов В.П.
  • Булидорова Г.В.
  • Харитонов А.О.
  • Ишкаев Р.К.
  • Хусаинов В.М.
  • Гумаров Н.Ф.
RU2154159C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 1999
  • Газизов А.Ш.
  • Смирнов С.Р.
  • Газизов А.А.
  • Галактионова Л.А.
RU2140532C1
СПОСОБ ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ ГЛАДКОЙ АРМАТУРЫ 1998
  • Трофимов В.И.
RU2136829C1
СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЗАВОДНЕНИЕМ 1999
  • Исламов Ф.Я.
  • Плотников И.Г.
  • Мухаметшин М.М.
  • Шувалов А.В.
  • Парамонов С.В.
  • Базекина Л.В.
  • Алмаев Р.Х.
RU2162143C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА 1992
  • Мусин М.М.
  • Муслимов Р.Х.
  • Фомичев А.В.
  • Ахметзянов Р.Х.
RU2070282C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНОПРОНИЦАЕМЫХ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ 1999
  • Валеева Г.Х.
  • Сидоров Л.С.
  • Тахаутдинов Р.Ш.
  • Халиуллин Ф.Ф.
  • Яковлев С.А.
RU2158824C1
US 4825950 A, 02.05.1989
US 4635722 A, 13.01.1987.

RU 2 175 056 C1

Авторы

Чикин А.Е.

Даты

2001-10-20Публикация

2001-02-26Подача