СПОСОБ ОБРАБОТКИ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА Российский патент 2006 года по МПК E21B43/27 

Описание патента на изобретение RU2289686C1

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам обработки нефтяного пласта, и может быть использовано для повышения эффективности обработки фациально-неоднородных пластов, а также для извлечения трудноизвлекаемых запасов нефти.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, периодическую закачку через нагнетательные скважины воды и нефти и постоянный отбор нефти до начала обводнения добывающих скважин с последующим периодическим отбором нефти через добывающие скважины только в периоды закачки нефти через нагнетательные скважины (см. патент СССР №1828494, публ. 1993 г.).

Недостатками способа являются его сложность, необходимость использования чистой нефти. Способ неэффективен из-за низкой эмульгирующей способности закачиваемой нефти.

Известен способ разработки нефтяного месторождения путем извлечения нефти через добывающие скважины и периодической закачки оторочек добываемой нефти и воды через нагнетательные скважины, при этом объем закачиваемой нефти составляет 0.05-0.2 от объема закачиваемой воды (см. патент РФ №1195717, Е 21 В 43/22, публ. 1994 г.).

Известный способ недостаточно эффективен в обводненных неоднородных по проницаемости пластах вследствие того, что добываемая нефть, закачиваемая в пласт, имеет меньшую вязкость, чем остаточная, обладая низкой эмульгирующей способностью, и не создает достаточного (эффективного) сопротивления течению воды в пористой среде.

Известен способ обработки нефтяного пласта, включающий закачку и продавку в пласт битумсодержащего реагента, представляющего собой высокомолекулярные органические соединения, включающие термопластические полимеры из группы полиолефинов и высокомолекулярные нефтяные битумы (см. Комиссаров А.И. и др. Технология селективной изоляции водопритоков с использованием полимербитумных материалов. - М.: Нефтяное хозяйство, 1985, №6, с.55).

Недостатком известного способа является то, что используемые при этом составы приемлемы только для пластов с высокой температурой 190-170°С и представленных трещиноватыми коллекторами.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ обработки обводненного нефтяного пласта по патенту РФ №2140529, МПК 6 Е 21 В 43/22, опубл. 27.10.1997 г., включающий закачку в пласт дисперсии водорастворимого полимера и тонкоизмельченных материалов в нефтебитумном продукте, извлеченного из добывающих скважин месторождений высоковязких нефтей и битумов различными физико-химическими методами.

Недостатком известного способа является недостаточная эффективность проводимой технологической операции, а именно низкая проникающая способность высокомолекулярного состава в объем пласта, поэтому не удается обработать весь необходимый интервал и провести качественную блокировку водонасыщенных зон, а также увеличить фазовую проницаемость для нефти в низкопроницаемых зонах пласта. Продуктивность скважин с течением времени быстро снижается. Эффективность воздействия оказывается невелика.

В основу предложенного изобретения поставлена задача создания способа, позволяющего повысить технологическую эффективность обработки обводненных нефтяных пластов на участках месторождений с фациально-неоднородными пластами, содержащими трудноизвлекаемые запасы нефти.

Задача решается так, что в способе обработки нефтяного пласта, включающем закачку в пласт нефтебитумного продукта - НБП, извлеченного из добывающих скважин месторождений высоковязких нефтей и битумов различными физико-химическими методами, осуществляют выдержку, предварительно осуществляют закачку в призабойную зону скважины водного раствора минеральной кислоты и его выдержку, после закачки указанного НБП - продавку его в пласт закачкой продавочной жидкости и выдержку.

В вариантах способ осуществляется следующим образом:

1. В нефтебитумный продукт вводят химический реагент и/или наполнитель;

2. В качестве химических регентов берут поверхностно-активное вещество (ПАВ) или полимер или углеводородный растворитель или спирт;

3. В качестве наполнителя берут минеральный порошок или древесную муку, или резиновую крошку;

4. В качестве минерального порошка используют глинопорошок или портландцемент;

5. Нефтебитумный продукт и продавочную жидкость закачивают циклически.

Природный битум обладает высокой энергией активации и при его внутрипластовом горении может развиваться температура 700-800°С. При таких температурах избирательность в окислении определенных структур отсутствует и битум (так называемый «НЕФТЕБИТУМНЫЙ ПРОДУКТ») заметно изменяется - уменьшается плотность, вязкость, содержание серы, выход легких и средних фракций. В процессе горения окислительные процессы протекают интенсивнее, в результате к тепловому фактору вытеснения битума добавляется влияние образующихся низкомолекулярных поверхностно-активных веществ. Как показали исследования, тепловое воздействия вызывает целый комплекс химических реакций, включающих термоокисление, термокатализ, дегидрогенизацию, термодеструкцию, поликонденсацию и т.д., приводящий к глубоким преобразованиям исходного органического вещества породы.

Таким образом, нефтебитумный продукт образуется в условиях интенсивного перемешивания в пласте при высоких температурах и флуктуациях давления и представляет собой сложную смесь углеводородов различного структурно-группового состава и их гетеропроизводных, обладающих широким спектром разнонаправленных физико-химических свойств, обуславливающих их стабильность и реакционную способность. Нефтебитумный продукт находится в коллоидно-дисперсном состоянии, образуя мицеллярные растворы. Дисперсионной средой являются мальтены, диспергированной - смолисто-асфальтеновые вещества. Смолистые фракции, играя роль ПАВ, образуют в агрегате сольватный слой. В ядре мицеллы находятся парамагнитные молекулы, обладающие наибольшей силой взаимодействия. Поверхностно-активные центры нефтебитумного продукта образованы ванадий-порфиринами, кислородсодержащими (эфирные, карбоксильные, карбонильные, гидроксильные), азотсодержащими (нитро-, амино-, амило-, имидо-), серусодержащими (сульфидные, тиольные, сульфонатные) и др. группами.

При этом нефтебитумный продукт представляет собой в большинстве случаев мультифазную водонефтяную эмульсию, содержание воды в которой колеблется в пределах 12,6-39,7%. Кроме воды, которая испаряется из эмульсии при температурах 102-110°С, по данным термического анализа, в продуктах, возможно, содержится газовая фаза (6,1-18,7%), наличие которой зафиксировано в виде отдельного эндотермического эффекта с минимумом при 50-80°С.

Мицеллярное строение нефтебитумного продукта и поверхностно-активные свойства обуславливают его водоограничительную и эмульгирующую способность.

В качестве наполнителей используют минеральные порошки, атактический пропилен, мел, глинопорошок, портландцемент, древесную муку, сажу, капрон, эпоксидную смолу, пластмассу, резиновую крошку, серу и др.

В качестве химреагентов используют, например, порошкообразный полиакриламид (ТУ 6-16-2532-810), полиэтиленоксид, карбоксиметилцеллюлоза, оксиэтилцеллюлоза, лигносульфонат (ТУ 61-04-225-79), углеводородные растворители (например, отработанный абсорбент (АО) ТУ 38-102-349-76), изопропанол (ГОСТ 9805-76), ПАВ (АФ 9-12 ТУ 38-103625-87, ОП-10 ГОСТ 8433-81, нефтяные сульфонаты натрия ТУ 38-40816-78), алюмохлорид (ТУ 38-302163-89), спирты и др.

В качестве минеральной кислоты может быть использована любая минеральная кислота или композиция минеральных кислот (соляной, плавиковой, фосфорной и др.). Для реализации технологии в промысловых условиях используют водный раствор соляной кислоты по ТУ 2458-017-129666038-2002.

В качестве продавочной жидкости могут быть использованы, например, нефтебитумный продукт или углеводородная жидкость, например безводная нефть, пластовая вода, технологическая скважинная жидкость, например солевой водный раствор и др.

Обработку добывающих и нагнетательных скважин осуществляют как раздельно, так и одновременно. Обработку добывающих и нагнетательных скважин возможно проводить повторно.

Использование заявляемого способа позволяет в широких пределах регулировать характер воздействия на пласт, обеспечивая блокировку водонасыщенных зон пласта и увеличение охвата воздействием низкопроницаемых нефтенасыщенных зон.

Способ осуществляется следующим образом.

Выбирают скважину под обработку. Предварительно в призабойную зону добывающей или нагнетательной скважины посредством насосного агрегата закачивают водный раствор минеральной кислоты при открытой межтрубной задвижке. Проводят ее технологическую выдержку в течение 2-4 часов. Затем в пласт закачивают нефтебитумный продукт или нефтебитумный продукт с химреагентом или нефтебитумный продукт с наполнителем или нефтебитумный продукт с химреагентом и наполнителем. Максимальная концентрация наполнителей и химреагентов определяется удерживающей способностью дисперсионной среды. Производят продавку изоляционного реагента в пласт продавочной жидкостью. Скважину оставляют на технологическую выдержку в течение 12-48 часов. Изоляционный реагент в вариантах осуществления способа: нефтебитумный продукт или нефтебитумный продукт с химреагентом или нефтебитумный продукт с наполнителем или нефтебитумный продукт с химреагентом и наполнителем закачивают также циклически, причем после каждого цикла закачивают продавочную жидкость.

Время окончания обработки контролируют любым известным методом.

После обработки в скважину спускают подземное оборудование и вводят в эксплуатацию.

Для доказательства соответствия заявленного изобретения критерию «промышленная применимость» приводим конкретные примеры по определению эффективности способа обработки обводненного нефтяного пласта.

Пример 1.

Обрабатывают нефтедобывающую скважину. В скважину спускают технологические насосно-компрессорные трубы (НКТ) с установкой перо-воронки напротив верхних отверстий интервала перфорации. При открытой межтрубной задвижке по технологическим НКТ посредством насосного агрегата доводят до интервала перфорации 2 м3 12% водного раствора соляной кислоты, закрывают скважину на технологическую выдержку в течение 2 часов. Затем скважину открывают и одновременно закачивают расчетный объем в количестве 25 м3 нефтебитумного продукта. Затем продавливают его в пласт 8 м3 минерализованной воды (γ=1,15 г/см3). Закрывают скважину и проводят технологическую выдержку в течение 48 часов. После истечения времени реагирования спускают подземное оборудование и запускают скважину в эксплуатацию.

За 19,4 месяцев работы скважины дополнительная добыча составила 578 т нефти.

Примеры 2-16. Выполняют технологические операции, как в примере 1. Дополнительно в нефтебитумный продукт вводят химреагент или наполнитель или химреагент и наполнитель. Объем нефтебитумного продукта, количество, концентрация химреагентов и наполнителей определяется исходя из конкретных геолого-геофизических условий обрабатываемой скважины: приемистости, вскрытой толщины пласта, результатов геофизических исследований, степени выработанности запасов участка и др.

Примеры 17-18 проводились по известному способу (прототипу).

Данные по примерам 1-18 сведены в таблицу.

По данным таблицы видно, что использование предложенного способа позволяет существенно увеличить продуктивность скважин, а также увеличить срок продолжительности эффекта.

Заявленное изобретение по сравнению с известным обладает следующими технико-экономическими преимуществами:

- повышает технологическую эффективность обработки фациально-неоднородных пластов;

- способствует вовлечению в разработку трудноизвлекаемых запасов нефти;

- позволяет увеличить продолжительность эффекта;

- используемые реагенты совместимы с любым типом пластовых и закачиваемых вод;

- используются экологически чистые недорогие крупнотоннажные реагенты.

№ п/пКатегория скважиныТип коллектораРеагентыДоп. добыча (т)Продолжит. эффекта (месяц)мин. кислотаизоляционный реагентпродавочная жидкостьЗаявляемый способ1добывающаятерригенныйHClНБП (нефтебитумный продукт)мин. вода57819,42добывающаятерригенныйHClНБП + ПАВ (АФ9-6)прес. вода60419,53добывающаякарбонатныйHClНБП + ПАА (полиакриламид)нефть70821,84добывающаякарбонатныйHClНБП + Древесная мука (ДМ)мин. вода800*28,95добывающаятерригенныйHCl+HFНБП + ГлинопорошокНБП78922,97добывающаякарбонатныйHClНБП + АФ9-6 + ДМпрес. вода1891*30,38добывающаякарбонатныйHClНБП + ПАА + Портландцементмин. вода1449*24,79нагнетательнаякарбонатныйHClНБПпрес. вода58717,110нагнетательнаякарбонатныйHClНБП + ПАВ (АФ9-6)прес. вода64019,011нагнетательнаятерригенныйHClНБП + ПАА (полиакриламид)мин. вода77824,812нагнетательнаятерригенныйHCl+HFНБП + Древесная мука (ДМ)мин. вода980*27,913нагнетательнаятерригенныйHClНБП + Портландцемент (ПЦ)мин. вода80023,715нагнетательнаякарбонатныйHClНБП + АФ9-6 + ДМмин. вода1542*31,916нагнетательнаятерригенныйHClНБП + ПАА + ДМ + ПЦмин. вода2747*29,3Известный способ (прототип)17добывающаятерригенный-нефтебитумный продукт (НБП)мин. вода35613,718нагнетательнаякарбонатный-нефтебитумный продукт (НБП)прес. вода50716,4* - эффект продолжается

Похожие патенты RU2289686C1

название год авторы номер документа
РЕАГЕНТ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ И ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКОВ В НЕФТЯНЫЕ СКВАЖИНЫ И СПОСОБ ОБРАБОТКИ ОБВОДНЕННОГО НЕФТЯНОГО ПЛАСТА 2006
  • Насибулин Ильшат Маратович
  • Васясин Георгий Иванович
  • Баймашев Булат Алмазович
  • Муслимов Ренат Халиуллович
  • Фахрутдинов Ильдус Минталипович
  • Ягудин Шамил Габдулхаевич
RU2320696C1
ПРИМЕНЕНИЕ НЕФТЕБИТУМНОГО ПРОДУКТА В КАЧЕСТВЕ РЕАГЕНТА ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТА И СПОСОБ ОБРАБОТКИ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА 1997
  • Чендарев В.В.
  • Васясин Г.И.
  • Чаганов М.С.
  • Волков Ю.В.
  • Николаев В.И.
  • Ненарокова Н.И.
RU2140529C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 2004
  • Тахаутдинов Шафагат Фахразович
  • Хисамов Раис Салихович
  • Фролов Александр Иванович
  • Фархутдинов Гумар Науфалович
  • Чендарев Владимир Владимирович
  • Шарипов Ринат Кашифович
  • Васясин Георгий Иванович
  • Лебедев Николай Алексеевич
  • Хлебников Валерий Николаевич
  • Романов Геннадий Васильевич
  • Фархутдинов Рустам Мунирович
  • Кандаурова Галина Федоровна
RU2280761C2
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 2007
  • Насибулин Ильшат Маратович
  • Васясин Георгий Иванович
  • Баймашев Булат Алмазович
  • Харитонов Руслан Радикович
  • Ахметзянов Разиль Равильевич
RU2352772C1
БИТУМСОДЕРЖАЩИЙ РЕАГЕНТ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ И ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКОВ В НЕФТЯНЫЕ СКВАЖИНЫ И СПОСОБ ОБРАБОТКИ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА 2002
  • Рудь М.И.
  • Силин М.А.
  • Магадова Л.А.
  • Сидоров И.А.
  • Губанов В.Б.
  • Елисеев Д.Ю.
  • Чекалина Гульчехра
  • Магадов Р.С.
  • Мариненко В.Н.
  • Гаевой Е.Г.
RU2230900C2
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 2008
  • Кандаурова Галина Федоровна
  • Хисамов Раис Салихович
  • Нурмухаметов Рафаиль Саитович
  • Файзуллин Ильфат Нагимович
  • Чендарёв Владимир Владимирович
  • Кандауров Сергей Владимирович
  • Степанов Александр Владимирович
RU2344277C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНЫХ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ 2005
  • Чендарев Владимир Владимирович
  • Ибрагимов Наиль Габдулбариевич
  • Хисамов Раис Салихович
  • Фролов Александр Иванович
  • Фархутдинов Гумар Науфалович
  • Кандаурова Галина Федоровна
  • Тахавиева Елена Владимировна
RU2322582C2
СПОСОБ ПОЛУЧЕНИЯ РЕАГЕНТА ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТА И СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 2007
  • Матвеев Сергей Евгеньевич
  • Лебедев Николай Алексеевич
  • Романов Геннадий Васильевич
  • Кузнецова Тамара Алексеевна
  • Валиева Ильмира Эльгизаровна
  • Крицкая Алена Николаевна
RU2342417C1
СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА 2007
  • Баранов Юрий Васильевич
  • Хисамов Раис Салихович
  • Фролов Александр Иванович
  • Исмагилов Фанзат Завдатович
  • Башкирцева Наталья Юрьевна
  • Зиятдинов Ильгизар Халиуллович
  • Гоголашвили Тамара Лаврентьевна
  • Нигматуллин Ильдус Гайфуллович
  • Маликов Марат Ахатович
  • Хакимзянова Милитина Михайловна
  • Фархутдинов Гумар Науфалович
RU2346153C2
Способ реагентно-волновой гидроударной обработки прискважинной зоны коллекторов с трудноизвлекаемыми запасами нефти 2021
  • Аглиуллин Минталип Мингалеевич
  • Лутфуллин Азат Абузарович
  • Хусаинов Руслан Фаргатович
  • Абусалимов Эдуард Марсович
  • Ильин Александр Юрьевич
  • Нурсаитов Азат Рабисович
  • Хабипов Ришат Минехарисович
  • Таипов Камиль Салаватович
RU2769862C1

Реферат патента 2006 года СПОСОБ ОБРАБОТКИ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам обработки нефтяного пласта, и может быть использовано для повышения нефтеотдачи фациально-неоднородных пластов, а также для извлечения трудноизвлекаемых запасов нефти. Техническим результатом является повышение технологической эффективности обработки обводненных нефтяных пластов на участках месторождений с фациально-неоднородными пластами, содержащими трудноизвлекаемые запасы нефти. В способе обработки нефтяного пласта, включающем закачку в пласт нефтебитумного продукта - НБП, извлеченного из добывающих скважин месторождений высоковязких нефтей и битумов различными физико-химическими методами, осуществление выдержки, предварительно осуществляют закачку в призабойную зону скважины водного раствора минеральной кислоты и его выдержку, после закачки указанного НБП - продавку его в пласт закачкой продавочной жидкости и выдержку. Причем в указанный НБП вводят химический реагент и/или наполнитель, в качестве химического реагента используют поверхностно-активное вещество или полимер, или углеводородный растворитель, или спирт, в качестве наполнителя используют минеральный порошок или древесную муку, или резиновую крошку, в качестве минерального порошка используют глинопорошок или портландцемент, закачку указанного НБП и продавочной жидкости осуществляют циклически. 5 з.п. ф-лы, 1 табл.

Формула изобретения RU 2 289 686 C1

1. Способ обработки нефтяного пласта, включающий закачку в пласт нефтебитумного продукта - НБП, извлеченного из добывающих скважин месторождений высоковязких нефтей и битумов различными физико-химическими методами, осуществление выдержки, отличающийся тем, что предварительно осуществляют закачку в призабойную зону скважины водного раствора минеральной кислоты и его выдержку, после закачки указанного НБП - продавку его в пласт закачкой продавочной жидкости и выдержку.2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в указанный НБП вводят химический реагент и/или наполнитель.3. Способ по п.2, отличающийся тем, что в качестве химического реагента используют поверхностно-активное вещество, или полимер, или углеводородный растворитель, или спирт.4. Способ по п.2, отличающийся тем, что в качестве наполнителя используют минеральный порошок, или древесную муку, или резиновую крошку.5. Способ по п.4, отличающийся тем, что в качестве минерального порошка используют глинопорошок или портландцемент.6. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что закачку указанного НБП и продавочной жидкости осуществляют циклически.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2006 года RU2289686C1

ПРИМЕНЕНИЕ НЕФТЕБИТУМНОГО ПРОДУКТА В КАЧЕСТВЕ РЕАГЕНТА ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТА И СПОСОБ ОБРАБОТКИ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА 1997
  • Чендарев В.В.
  • Васясин Г.И.
  • Чаганов М.С.
  • Волков Ю.В.
  • Николаев В.И.
  • Ненарокова Н.И.
RU2140529C1
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКОВ ПРЕСНОЙ ВОДЫ В СКВАЖИНЫ, РАЗРАБАТЫВАЮЩИЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ И ПРИРОДНЫХ БИТУМОВ 2000
  • Старшов М.И.
  • Ситников Н.Н.
  • Хисамов Р.С.
  • Волков Ю.В.
  • Абдулхаиров Р.М.
  • Салихов И.М.
  • Кандаурова Г.Ф.
  • Шакиров А.Н.
  • Жеглов М.А.
  • Малыхин В.И.
  • Исхакова Н.Т.
RU2192541C2
БИТУМСОДЕРЖАЩИЙ РЕАГЕНТ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ И ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКОВ В НЕФТЯНЫЕ СКВАЖИНЫ И СПОСОБ ОБРАБОТКИ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА 2002
  • Рудь М.И.
  • Силин М.А.
  • Магадова Л.А.
  • Сидоров И.А.
  • Губанов В.Б.
  • Елисеев Д.Ю.
  • Чекалина Гульчехра
  • Магадов Р.С.
  • Мариненко В.Н.
  • Гаевой Е.Г.
RU2230900C2
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНЫХ ПО ПРОНИЦАЕМОСТИ ПЛАСТОВ 2002
  • Тахаутдинов Р.Ш.
  • Магалимов А.А.
RU2213215C1
Способ обработки карбонатного продуктивного пласта 1990
  • Орлов Григорий Алексеевич
  • Муслимов Ренат Халиуллович
  • Мусабиров Мунавир Хадеевич
  • Кандаурова Галина Федоровна
  • Салимов Марат Халимович
SU1719622A1
Состав для изоляции притока воды в высокотемпературной нефтяной скважине 1980
  • Комисаров Алексей Иванович
  • Моллаев Русланбек Хусейнович
SU926248A1
US 4043396 А, 23.08.1977
КОМИССАРОВ А.И
и др
Технология селективной изоляции водопритоков с использованием полимербитумных материалов
Нефтяное хозяйство
Приспособление для установки двигателя в топках с получающими возвратно-поступательное перемещение колосниками 1917
  • Р.К. Каблиц
SU1985A1

RU 2 289 686 C1

Авторы

Васясин Георгий Иванович

Насибулин Ильшат Маратович

Лебедев Николай Алексеевич

Савельев Виктор Алексеевич

Граханцев Николай Михайлович

Романов Геннадий Васильевич

Занин Владимир Аркадьевич

Даты

2006-12-20Публикация

2005-10-21Подача