СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ НЕОДНОРОДНОГО ПЛАСТА Российский патент 2002 года по МПК E21B43/22 E21B43/27 E21B43/32 

Описание патента на изобретение RU2182654C1

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам вытеснения остаточной нефти из неоднородных по проницаемости пластов путем закупорки обводненного коллектора высокоэффективным составом химреагентов.

Известен способ вытеснения нефти из неоднородных коллекторов путем регулирования проницаемости гелеобразующей композицией на основе цеолита и соляной кислоты (А.В.Овсюков и др. Исследование гелеобразующей композиции на основе цеолитсодержащего компонента. Нефтепромысловое дело, 11, 1996, с.25). Недостатком известного технического решения является невысокое снижение водопроницаемости высокопроницаемых пропластков неоднородных пластов.

Наиболее близким по технической сущности является способ регулирования проницаемости пласта, заключающийся в закачке эмульсеобразующего и гелеобразующего растворов (патент 2148160, Е 21 В 43/22, 43/32). Недостатком известного технического решения является низкая степень выработки запасов нефтяной залежи.

Задачей предлагаемого изобретения является увеличение выработки запасов заводненных нефтяных пластов с зональной неоднородностью проницаемости за счет более полного охвата вытеснением нефти из застойных слабодренируемых зон залежи путем закачки в добывающие скважины высокоэффективных составов химреагентов с селективным воздействием.

Указанная задача решается тем, что в способе регулирования проницаемости неоднородного пласта путем последовательной закачки в пласт через добывающую скважину оторочки нефти, гелеобразующего раствора, содержащего алюмосиликаты, соляную кислоту и воду, после гелеобразующего раствора закачивают оторочку растворителя, при этом гелеобразующий раствор содержит указанные реагенты в следующем соотношении, мас.%:
Алюмосиликаты - 2,0-4,0
Соляная кислота - 4,0-8,0
Вода - Остальное
При заводнении неоднородных пластов закачиваемая вода движется по высокопроницаемым прослоям, что приводит к опережающему обводнению добывающих скважин при незначительной доле охваченных заводнением запасов нефти.

Поэтому одной из основных задач воздействия на пласт и в первую очередь на призабойную зону пласта является снижение водопроницаемости более проницаемых пропластков, что приводит к выравниванию профилей приемистости нагнетательных скважин и профилей отдачи добывающих скважин, извлечению нефти из слабодренируемых прослоев, а следовательно, к уменьшению объемов попутно добываемой воды и в конечном итоге к повышению нефтеотдачи пластов.

Физико-химическая сущность применения предложенной технологии заключается в образовании эмульсии в пласте в результате последовательной закачки нефтяной оторочки и водного раствора алюмосиликата в соляной кислоте. Дисперсной фазой образовавшейся эмульсии является раствор алюмосиликата в соляной кислоте, а дисперсионной средой является нефть. Дисперсионная среда (нефть) предохраняет коллектор от снижения фазовой проницаемости для нефти. В результате образовавшийся гель фильтруется по высокопроницаемым трещинам и процентное соотношение компонентов в смеси алюмосиликата и водного раствора соляной кислоты не уменьшается, что способствует получению максимального объема геля. Частицы геля соизмеримы с размерами пор, поэтому при обратной фильтрации из высокопроницаемой зоны в низкопроницаемую закупориваются высокопроводящие каналы. Создаются условия продвижения рабочего агента по низкопроницаемым, непромытым зонам и вытеснение из них нефти. Оторочка растворителя закачивается с целью очистки нефтенасыщенных пропластков.

По сравнению с прототипом данное техническое решение способствует увеличению глубины проникновения состава в пласт и увеличению эффективности обработки. Свойства коллоидных частиц алюмосиликатов и нефти обеспечивают высокую прочность и стабильность образующейся диспергированной гелевой системы в пласте, способной к эффективному закупориванию в высокопроницаемой зоне пласта.

В предлагаемом техническом решении используются природные (нефелин) и синтетические (цеолит) алюмосиликаты. Нефелин - минерал содержит в своем составе окислы кремния, натрия, алюминия, железа, выпускается по ТУ 113-12-54-89.

Цеолит - минерал содержит в своем составе окислы кремния, натрия, алюминия, калия, выпускается по ТУ 381011366-94.

Кислота соляная синтетическая техническая выпускается в соответствии с ГОСТ 857-88, прозрачная бесцветная, желтоватая или желтая жидкость. Представляет собой водный раствор хлористого водорода (НС1) с концентрацией 31,5-35,0% в зависимости от марки. В качестве растворителя можно использовать следующие марки: нефрас, ЖОУ, нестабильный бензин, ШФЛУ и т.д.

Способ осуществляется следующим образом.

Останавливают добывающую скважину, извлекают из скважины насосное оборудование. Агрегатом оценивают приемистость скважины при давлении закачки, не превышающем давление гидроразрыва. Спускают НКТ (скошенный конец) ниже интервала перфорации и промывают скважину. НКТ поднимают до нижних дыр перфорации. Последовательно закачивают оторочку нефти, затем приготовленный объем водного раствора алюмосиликата в соляной кислоте и отдельно оторочку растворителя. После завершения технологического процесса скважину останавливают на реагирование на 48 часов.

Сравнение известного и предлагаемого способов проведены по результатам лабораторных и промысловых опытов.

Пример 1. Сравнение способов в лабораторных условиях осуществлено по оценке степени снижения проницаемости пористой среды до и после воздействия. В опытах по фильтрации использована модель пористой среды длиной 300 мм, диаметром 50 мм, наполненная кварцевым песком или молотым известняком фракции 0,05-1,20 мм. Керны предварительно насыщались сточной водой плотностью 1140 кг/м3 или нефтью Уршакского месторождения плотностью 769 кг/м3. Фильтрация проводилась при постоянном перепаде давления. Закачивали 50 мл гелеобразующего состава и по 25 мл эмульсеобразующей композиции до и после гелеобразующей оторочки по прототипу, а также изучены фильтрационные свойства при использовании на модели пласта предлагаемого способа регулирования проницаемости. Для этого закачивали 16 мл нефти, затем приготовленный отдельно весь объем гелеобразующей оторочки на основе водного раствора цеолитсодержащего компонента и соляной кислоты (16 мл). Затем продавили небольшой объем растворителя (нефрас) - 8 мл. Фильтрацию остановили на технологическую паузу, составляющую 48 часов. Результаты фильтрационных опытов при применении известного технического решения и предлагаемого способа регулирования проницаемости представлены в табл. 1. Оказалось, что заявляемый способ позволяет значительно снизить водопроницаемость, что свидетельствует о глубине проникновения изолирующих материалов и степени охвата воздействием. Снижение проницаемости модели пласта по воде при применении предлагаемого метода составило до 98,7%.

Пример 2. Известный способ испытан на опытном участке, включающем 1 нагнетательную и 4 добывающих скважины (пласт Д1). Проницаемость пласта 0,18... 0,24 мкм2. Обводненность добываемой продукции окружающих добывающих скважин очага воздействия 93...96%, среднесуточный дебит нефти 3,2-6,4 м3/сут. Эффективная нефтенасыщенная толщина - 5,7 м.

Закачка эмульсегелеобразующих составов осуществлялась в нагнетательную скважину. Гелеобразующая оторочка включала 2 т цеолита в 24 м3 22%-ного алюмохлорида и 20 м3 раствора 8% соляной кислоты. До и после закачки гелеобразующего состава подавали эмульсеобразующую оторочку в объеме по 24 м3 (0,5 м3 неонола АФ96 и 23,5 м3 нефти). После завершения технологического процесса по закачке эмульсе- и гелеобразующих композиций скважину останавливали на реагирование в течение 72 часов.

В результате применения данного метода воздействия на пласт получены следующие технологические показатели: дополнительная добыча нефти составила 6170 т, снижение обводненности добываемой продукции скважин - от 20 до 50%.

Рассмотрим пример выполнения предлагаемого способа регулирования проницаемости на добывающих скважинах.

Пример 3. В добывающую скважину со среднесуточным дебитом нефти 5,4 м3/сут с высокой обводненностью добываемой продукции (91%) закачали последовательно 8 м3 нефти, затем 8 м3 гелеобразующего состава на основе цеолита и соляной кислоты, и 4 м3 растворителя Нефрас-С4-155/200. После обработки скважину остановили на технологическую паузу в течение 2-х суток. После пуска скважины обводненность скважины воздействия установилась на уровне 55%, также в очаге воздействия отреагировали и другие добывающие скважины (обводненность еще двух скважин снизилась на 48%). Анализируемый период после воздействия в данном очаге воздействия составил 23 месяца. Прирост добычи нефти по очагу составил 8900 т, снижение попутно добываемой воды - 101,5 тыс.м3.

Заявляемый способ регулирования проницаемости неоднородного пласта позволяет: увеличить охват пласта воздействием, снизить объемы попутно добываемой воды и обводненность добываемой продукции и, в конечном итоге, повысить нефтеотдачу пластов.

При осуществлении данного способа воздействия использованы доступные и экологически чистые химреагенты, причем в небольших объемах на одну скважино-обработку.

Похожие патенты RU2182654C1

название год авторы номер документа
СПОСОБ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА КАРБОНАТНЫЙ ПОРОВО-ТРЕЩИНОВАТЫЙ КОЛЛЕКТОР 2000
  • Тухтеев Р.М.
  • Якименко Г.Х.
  • Туйгунов М.Р.
  • Гафуров О.Г.
  • Хисаева Д.А.
RU2171370C1
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
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 2000
  • Якименко Г.Х.
  • Хисаева Д.А.
  • Хатмуллин Ф.Х.
  • Назмиев И.М.
  • Мухтаров Я.Г.
  • Гафуров О.Г.
RU2159327C1
СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПЛАСТА 2003
  • Уметбаев В.Г.
  • Емалетдинова Л.Д.
  • Камалетдинова Р.М.
  • Садыков Р.Р.
  • Шувалов А.В.
  • Приданников В.Г.
  • Плотников И.Г.
  • Вагапов Р.Р.
RU2262584C2
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 ОБВОДНЕННОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ, НЕОДНОРОДНОЙ ПО ГЕОЛОГИЧЕСКОМУ СТРОЕНИЮ 1997
  • Бриллиант Л.С.
  • Старкова Н.Р.
  • Новожилов В.Г.
RU2115801C1
СПОСОБ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ 2005
  • Габдрахманов Нурфаяз Хабибрахманович
  • Якупов Рустам Фазылович
  • Якименко Галия Хасимовна
  • Рамазанова Альфия Анваровна
RU2295635C2
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ВОДОНЕФТЕНАСЫЩЕННЫХ ПЛАСТОВ ЗАВОДНЕНИЕМ 2007
  • Лукьянов Юрий Викторович
  • Шувалов Анатолий Васильевич
  • Самигуллин Ильяс Фанавиевич
  • Алмаев Рафаиль Хатмуллович
  • Базекина Лидия Васильевна
RU2347899C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 2003
  • Исламов Ф.Я.
  • Плотников И.Г.
  • Вагапов Р.Р.
  • Сайфи И.Н.
  • Шагитов З.М.
  • Рахимьянов Р.А.
  • Базекина Л.В.
  • Алмаев Р.Х.
RU2261988C1
СПОСОБ ВЫТЕСНЕНИЯ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТИ 1999
  • Мухтаров Я.Г.
  • Давыдов В.П.
  • Ягафаров Ю.Н.
  • Илюков В.А.
  • Гумеров Р.Р.
  • Гафуров О.Г.
  • Якименко Г.Х.
RU2170817C2

Иллюстрации к изобретению RU 2 182 654 C1

Реферат патента 2002 года СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ НЕОДНОРОДНОГО ПЛАСТА

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам вытеснения остаточной нефти из неоднородных по проницаемости пластов путем закупорки обводненного коллектора высокоэффективным составом химреагентов. В способе регулирования проницаемости неоднородного пласта путем последовательной закачки в пласт через добывающую скважину оторочки нефти, гелеобразующего раствора, содержащего алюмосиликаты, соляную кислоту и воду, после гелеобразующего раствора закачивают оторочку растворителя, при этом гелеобразующий раствор содержит указанные реагенты в следующем соотношении, мас. %: алюмосиликаты 2,0-4,0, соляная кислота 4,0-8,0, вода - остальное. Технический результат - увеличение выработки запасов заводненных нефтяных пластов с зональной неоднородностью проницаемости за счет более полного охвата вытеснением нефти из застойных слабодренируемых зон залежи путем закачки в добывающие скважины высокоэффективных составов химреагентов с селективным воздействием. 1 табл.

Формула изобретения RU 2 182 654 C1

Способ регулирования проницаемости неоднородного пласта путем последовательной закачки в пласт через добывающую скважину оторочки нефти, гелеобразующего раствора, содержащего алюмосиликаты, соляную кислоту и воду, отличающийся тем, что после гелеобразующего раствора закачивают оторочку растворителя, при этом гелеобразующий раствор содержит указанные реагенты в следующем соотношении, мас. %:
Алюмосиликаты - 2,0-4,0
Соляная кислота - 4,0-8,0
Вода - Остальное

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2002 года RU2182654C1

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
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ С ОБВОДНЕННЫМИ ПРОПЛАСТКАМИ 1993
  • Алеев Ф.И.
  • Иванов С.В.
  • Кивилев П.П.
  • Кириллов С.А.
RU2046183C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 1992
  • Мухаметзянова Р.С.
  • Еникеев Р.М.
  • Фахретдинов Р.Н.
RU2089723C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ С ОБВОДНЕННЫМИ ПРОПЛАСТКАМИ 1996
  • Алеев Ф.И.
  • Калимуллин Р.С.
  • Кириллов С.А.
  • Ишмаков Р.Х.
  • Постоенко П.И.
  • Рябин Н.А.
RU2128281C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 1998
  • Тахаутдинов Ш.Ф.
  • Гатиятуллин Н.С.
  • Бареев И.А.
  • Головко С.Н.
  • Захарченко Т.А.
  • Залалиев М.И.
  • Тарасов Е.А.
  • Войтович С.Е.
RU2157451C2
Способ регулирования разработки нефтяных месторождений 1990
  • Городнов Владимир Павлович
  • Рыскин Александр Юрьевич
  • Белов Андрей Анатольевич
  • Майоров Николай Александрович
  • Кощеев Игорь Геннадьевич
  • Каюмов Рафик Шафикович
SU1731943A1
US 4775010 А, 04.10.1988.

RU 2 182 654 C1

Авторы

Якименко Г.Х.

Лукьянов Ю.В.

Гафуров О.Г.

Имамов Р.З.

Абызбаев И.И.

Хисаева Д.А.

Даты

2002-05-20Публикация

2000-11-02Подача