СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА Российский патент 2006 года по МПК E21B43/22 

Описание патента на изобретение RU2267602C1

Способ относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам повышения приемистости водонагнетательных скважин и увеличению охвата пласта воздействием.

Для регулирования разработки нефтяных месторождений путем изменения профиля приемистости нагнетательных скважин, увеличения охвата пластов заводнением с целью повышения нефтеотдачи в настоящее время используют осадкообразующие составы.

Известен способ разработки неоднородного нефтяного пласта (пат. РФ №2167278), включающий закачку через нагнетательную скважину последовательно водных растворов полимера, щелочи и алюмосодержащего реагента.

Способ недостаточно эффективен из-за слабого структурообразователя полимерной системы (в результате деструктивных процессов) и уменьшения приемистости скважин в процессе нагнетания.

Наиболее близким к предлагаемому по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки нефтяных месторождений, включающий последовательное нагнетание водного раствора полимера, минерализованной воды и концентрированного раствора щелочи (пат. РФ №2004782).

Однако растворы щелочей в опресненных водах улучшают лишь нефтевытесняющие свойства нагнетаемой в пласт воды, не повышая охват пласта заводнением. В присутствии минеральных солей пластовой воды происходит закупоривание призабойной зоны нагнетательных скважин и снижение их приемистости, то есть недостатком известного способа является низкая эффективность из-за незначительного увеличения охвата пласта воздействием.

Задачей изобретения является повышение эффективности способа разработки нефтяного пласта за счет увеличения охвата пласта воздействием и повышения приемистости нагнетательной скважины в процессе закачки.

Поставленная задача решается тем, что последовательно закачивают водный раствор полимера в жидком отработанном углеводороде, водные растворы жидкого стекла и каустической соды.

Способ обеспечивает увеличение приемистости нагнетательной скважины в процессе нагнетания полимера в жидком отработанном углеводороде с одновременным эффективным повышением охвата пласта воздействием в результате нагнетания щелочных реагентов.

Достигаемый положительный эффект обеспечивается тем, что перед нагнетанием водных растворов щелочных реагентов в призабойную зону закачивают смесь водного раствора полимера в жидком отработанном углеводороде - стабилизаторе молекул полиакриламида от химической деструкции, влияния ионов железа и сероводорода минерализованной воды. Образующиеся при взаимодействии щелочных реагентов и минерализованной воды осадки вступают во взаимодействие с макромолекулами полимера-полиакриламида (которые обладают меньшей подвижностью при течении через пористую среду и сохраненными реологическими свойствами). Происходит агрегирование осадков, которые равномерно распределяются по водопромытым каналам пласта. Таким образом, повышается охват пласта заводнением.

Важнейшим условием, определяющим экономическую целесообразность применения полимерных растворов, является сохранение у них высоких исходных свойств. Однако вследствие высокой чувствительности водных растворов полиакриламида к воздействию кислорода, ионов железа и сероводорода эффективность применения полимерных растворов снижается.

Положительный эффект (стабилизация молекул ПАА), по-видимому, достигается за счет гидролизных реакций пиперелена (до 10% содержится в жидком отработанном углеводороде) с последующей сшивкой с макромолекулой полиакриламида и ингибированием реакции его химдеструкции (таблица 1).

Эффективность стабилизации водных растворов ПАА определялась экспериментально по методике РД-39-0148311-206-11. Методика предусматривает оценку влияния ионов железа и сероводорода минерализованной воды на стойкость полимеров к химической деструкции. Стойкость ПАА оценивается по изменению величины скрин-фактора раствора. Скрин-фактор растворов высокомолекулярных полиакриламидов является легко определяемым и наиболее чувствительным к деструкции параметром. Изменение в результате деструкции величины скрин-фактора растворов находится в удовлетворительной корреляции с изменением фильтрационных характеристик, прежде всего фактора сопротивления. По значениям величин скрин-фактора исходных растворов, скрин-фактора деструктированных растворов полимера и скрин-фактора растворов полимера со стабилизирующей добавкой рассчитывают коэффициент стойкости (Кс) к химической деструкции в выбранных условиях испытания. Растворы полимера для проведения испытаний готовят следующим образом. Требуемую навеску полимера взвешивают на аналитических весах с точностью ±0,0002 г и растворяют в 1 дм3 растворителя. Полученные растворы отфильтровывают через фильтр Шотта (пор.100) для удаления механических примесей и нерастворившихся частиц. 0,5 дм3 отфильтрованного раствора подвергают химической деструкции, помещая в стакан из углеродистой стали, поверхность которого является характерной поверхностью нефтепромыслового оборудования, до стабилизации вязкостных свойств полимерного раствора.

Стойкость полимерного раствора оценивали, определяя его скрин-фактор, который характеризует поведение полимерного раствора в реальном пласте при заводнении, по формуле:

где Кс - константа стойкости полимерного раствора, выраженная через его скрин-фактор;

Сфо - скрин-фактор раствора до контакта со стальной поверхностью;

Сф - скрин-фактор раствора после контакта со стальной поверхностью.

Результаты стабилизации растворов ПАА с помощью жидкого отработанного углеводорода приведены в табл.1.

Таблица 1№ опытаСодержание компонентов, мас.%Скрин-факторКонстанта стойкости, %водный раствор ПААЖОУскрин-фактор, исходныйскрин-фактор, после стабилизации1.0,001112,38,061,92.0,005517,815,483,3.0,051032,330,393,64.0,12042,937,887,85.0,22078,072,692,96.0,1032,08,122,7.0,05022,84,817,48.0,2061,415,724,3

Например, в опыте №5 скрин-фактор раствора полимера до контакта со стальной поверхностью равнялся 78,0, после того как стакан обработали 50 г ЖОУ и поместили в него водного раствора полимера, величина скрин-фактора незначительно уменьшилась 72,6. Константа стойкости полимера в этом опыте равняется 92,9%. В то же время в опыте №8 скрин-фактор исходного раствора полимера равен 61,4, после деструкции в стальном стакане без стабилизатора скрин-фактор составил величину 15,7. Константа стойкости полимера в этом опыте равняется 24,3%.

Вместе с тем жидкий гидроксид отработанный углеводород растворяет и удаляет осадки на основе окисленной нефти, асфальтосмолистопарафинистые отложения, тем самым увеличивает приемистость нагнетательных скважин.

В заявленном способе жидкий отработанный углеводород выполняет одновременно две функции - растворителя АСПО при обработке ПЗП и жидкости-носителя полимера, предотвращающей его преждевременную деструкцию. В процессе прохождения композиции ПАА в ЖОУ от нагнетательной скважины происходит растворение окисленной нефти, АСПО, т.е. увеличивается приемистость нагнетательной скважины. Далее при взаимодействии макромолекул ПАА, ЖОУ, растворенных АСПО, с образующимися при контакте щелочных реагентов и минерализованной воды объемными осадками, которые, распределяясь по водопромытым каналам пласта, позволяют повысить охват пласта заводнением.

Таким образом, несмотря на известность используемых реагентов, применение способа позволяет получить новый результат, что позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого способа критерию "изобретательный уровень".

Жидкий отработанный углеводород по ТУ 2211-073-16810126-2002, отход производства изопрена двухстадийного дегидрирования после его выделения и очистки. В состав жидких отработанных углеводородов входят следующие компоненты: пиперилен, толуол, абсорбент А-2. Предназначается для депарафинирования скважин, растворения гетероорганических тяжелых углеводородных соединений, а также в качестве топлива. Выпускает Стерлитамакский завод синтетического каучука, г.Стерлитамак.

Гидроксид натрия (товарная форма - каустическая сода) используется по ГОСТ 2263-79.

Полиакриламид - по ТУ-6-16-157-78.

Жидкое стекло "Сиалит" - по ТУ 2145-010-43811938-97.

Эффективность заявляемого способа определяли экспериментально. В фильтрационных экспериментах применяли линейные насыпные модели пласта Арланского месторождения. Подготовку моделей пласта к экспериментам проводили по общепринятым методикам. Эксперимент проводили при t=22°C и постоянной скорости фильтрации. Длина моделей 30,7-31,0 см, диаметр 3,1 см, проницаемость пористой среды 1,6-1,8 мкм2, средняя скорость фильтрации 3,3-3,5 м/сут. Результаты исследований приведены в табл.2

Таблица 2№ опытаПорядок закачивания растворов реагентовКонцентрация реагентов, %масс.Объемы закачиваемых растворов композиций, п.о.Снижение проницаемости, %Прирост. нефтеотдачи, %водного раствора ПАА в ЖОУЖидкое стеклоКаусти ческая сода123456781.Закачиваемая вода (минерализованная ρ=1,1 г/см3)Композиция ПАА в ЖОУ0,0050,2Композиция водных растворов щелочных реагентов1,00,50,1Оторочка пресной воды0,01Закачиваемая вода67,48,52.Закачиваемая водаКомпозиция ПАА в ЖОУ0,050,2Композиция водных растворов щелочных реагентов1,00,50,1Оторочка пресной воды0,01Закачиваемая вода72,59,13.Закачиваемая водаКомпозиция ПАА в ЖОУ0,10,2Композиция водных растворов щелочных реагентов0,50,10,15Оторочка пресной воды0,01Закачиваемая вода77,19,94.Закачиваемая водаКомпозиция ПАА в ЖОУ0,0010,2Композиция водных растворов щелочных реагентов2,00,20,1Оторочка пресной воды0,01Закачиваемая вода69,88,85.Закачиваемая водаКомпозиция ПАА в ЖОУ0,050,2Композиция водных растворов щелочных реагентов2,00,20,1Оторочка пресной воды0,01Закачиваемая вода81,714,76.Закачиваемая водаКомпозиция ПАА в ЖОУ0,20,2Композиция водных растворов щелочных реагентов1,50,150,1Оторочка пресной воды0,01Закачиваемая вода82,314,97.Закачиваемая водаВодный раствор полиакриламида0,60,2Щелочной агент Аммиак - 24%0,1Оторочка пресной воды0,01Закачиваемая вода (прототип)58,14,1концентрация ЖОУ - 20%

Как видно, результаты фильтрационных опытов показывают снижение проницаемости промытых водой (67,4-81,7%) каналов пористой среды и увеличение нефтеотдачи (8,8-14,9%) по сравнению с прототипом.

Таким образом, полученные данные показывают, что заявляемый способ разработки нефтяного пласта проявляет высокую эффективность. Применение способа в нефтедобывающей промышленности позволит:

- повысить эффективность извлечения нефти из неоднородных коллекторов;

- уменьшить обводненность добываемой продукции и непроизводительную закачку воды;

- улучшить охрану окружающей среды и экономить пресную воду.

Технология применения способа проста и заключается в закачке в нагнетательную скважину и продавке из ствола скважины в пласт водой.

Пример конкретного осуществления способа в промысловых условиях.

Способ разработки нефтяного пласта и регулирования проницаемости водонефтенасыщенного коллектора основан на закачивании оторочек химических реагентов в нагнетательные скважины.

Объем закачивания реагентов на одну обрабатываемую нагнетательную скважину зависит от конкретных геолого-физических и физико-химических свойств флюидов, насыщающих пласт, стадии разработки месторождения нефти, степени обводненности добываемой продукции и составляет 100-200 м3.

Месторождение характеризуется послойной неоднородностью, приемистостью нагнетательной скважины 75 м3/сут при давлении 140 МПа и обводненностью добываемой продукции (97%). Проницаемость коллектора колеблется от 0,1-0,5 до 4-6 мкм2. Пористость 0,24.

Пластовая нефть повышенной вязкости 18 МПа·с, вода минерализованная до 140 г/дм3. Глубина залегания нефтеносного пласта 1500 м. Толщина пласта 7,5 м. Пласт вскрыт 1 нагнетательной и 1 эксплуатационной скважинами. Плотность сетки скважин 12 га/ скв. Нагнетание растворов реагентов проводилось агрегатом ЦА-320.

4,5 м3 водного раствора полимера (9 кг) и жидкого отработанного углеводорода (900 кг), водные растворы щелочных реагентов (35 м3 2% жидкого стекла и 0,2% каустика) закачивают последовательно и продавливают буферной жидкостью (пресная вода) в количестве 10-15 м3. Затем переходят на обычный режим работы. Отбор жидкости производят через добывающую скважину. Указанный цикл можно повторить 3-5 раз. После проведения работ проводят замеры давления и приемистости. Приемистость составила 135 м3/сут при давлении 110 МПа.

Через 3 месяца после обработки наблюдалось снижение обводненности продукции добывающей скважины с 97% до 92%, а удельный технологический эффект составил 95 т на 1 т реагентов.

Как показали опытно-промысловые испытания, применение данного способа наиболее эффективно на нефтяных пластах, находящихся в поздней стадии разработки, где необходимо выравнивание профилей приемистости нагнетательных скважин, изоляция водопромытых зон, ограничение водопритока.

Похожие патенты RU2267602C1

название год авторы номер документа
СПОСОБ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ 1997
  • Исламов Ф.Я.
  • Алмаев Р.Х.
  • Плотников И.Г.
  • Базекина Л.В.
  • Шувалов А.В.
  • Парамонов С.В.
RU2134774C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА 2003
  • Ибатуллин Р.Р.
  • Глумов И.Ф.
  • Слесарева В.В.
  • Уваров С.Г.
  • Хисамов Р.С.
  • Рахимова Ш.Г.
  • Золотухина В.С.
  • Мусабиров Р.Х.
RU2244812C1
СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ ОБВОДНЕННОГО НЕОДНОРОДНОГО НЕФТЯНОГО ПЛАСТА 2005
  • Алмаев Рафаиль Хатмуллович
  • Плотников Иван Георгиевич
  • Базекина Лидия Васильевна
  • Малец Олег Николаевич
  • Самигуллин Ильяс Фанавиевич
  • Багау Сагит Рафикович
RU2302519C2
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 разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта 2022
  • Береговой Антон Николаевич
  • Князева Наталья Алексеевна
  • Афанасьева Оксана Ивановна
  • Белов Владислав Иванович
  • Разумов Андрей Рафаилович
RU2778501C1
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 НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 2006
  • Ибатуллин Равиль Рустамович
  • Хисамов Раис Салихович
  • Ганеева Зильфира Мунаваровна
  • Хисаметдинов Марат Ракипович
  • Ризванов Рафгат Зиннатович
  • Абросимова Наталья Николаевна
  • Яхина Ольга Александровна
RU2309248C1
Способ разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта 2019
  • Береговой Антон Николаевич
  • Рахимова Шаура Газимьяновна
  • Князева Наталья Алексеевна
  • Латыпов Рустам Рашитович
RU2725205C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 1992
  • Алмаев Р.Х.
  • Габдрахманов А.Г.
  • Кашапов О.С.
  • Базекина Л.В.
  • Костилевский С.Е.
RU2068084C1
СОСТАВ ДЛЯ РЕГУЛИРОВАНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ ВОДОПРОМЫТЫХ ИНТЕРВАЛОВ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА 2007
  • Лукьянов Юрий Викторович
  • Шувалов Анатолий Васильевич
  • Самигуллин Ильяс Фанавиевич
  • Сулейманов Айрат Анатольевич
  • Мурзагулова Динара Радимовна
  • Базекина Лидия Васильевна
RU2361898C1

Реферат патента 2006 года СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности способа разработки нефтяного пласта и увеличение приемистости нагнетательной скважины в процессе закачки. В способе разработки нефтяного пласта, включающем закачку через нагнетательную скважину последовательно водного раствора полимера-полиакриламида и водного раствора щелочного реагента, указанный раствор полиакриламида закачивают в жидком отработанном углеводороде - отходе производства изопрена двухстадийного дегидрирования после его выделения и очистки, а в качестве щелочного реагента используют композицию водных растворов жидкого стекла и каустической соды. 2 табл.

Формула изобретения RU 2 267 602 C1

Способ разработки нефтяного пласта, включающий закачку через нагнетательную скважину последовательно водного раствора полимера - полиакриламида и водного раствора щелочного реагента, отличающийся тем, что указанный раствор полиакриламида закачивают в жидком отработанном углеводороде - отходе производства изопрена двух- стадийного дегидрирования после его выделения и очистки, а в качестве щелочного реагента используют композицию водных растворов жидкого стекла и каустической соды.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2006 года RU2267602C1

RU 2004782 C1, 15.12.1993.RU 2103491 C1, 27.01.1998.RU 2127802 C1, 20.03.1999.RU 2068084 C1, 20.10.1996.GB 2132664 A, 11.07.1989.CN 1451843 A, 29.10.2003.

RU 2 267 602 C1

Авторы

Назмиев Ильшат Миргазиянович

Шайдуллин Фидус Динисламович

Базекина Лидия Васильевна

Алмаев Рафаиль Хатмуллович

Даты

2006-01-10Публикация

2004-06-04Подача