Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к повышению нефтеотдачи неоднородных по проницаемости заводненных пластов.
Известен способ разработки нефтяных залежей блокированием промытых каналов закачкой сернокислого алюминия, который при контакте с пластовой водой образует кристаллы гидроксида (Ибрагимов Г.И., Фазлутдинов К.С., Хисамутдинов М.И. Справочник. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти. М.: Недра, 1991. с.168).
Недостатком данного способа является низкая эффективность вследствие того, что выпадение осадка связано с рН среды и невелика его прочность.
Известен способ разработки обводненной нефтяной залежи, включающий закачку порции воды с добавкой в качестве химреагента отгона уксусной кислоты производства оксиэтилидендифосфоновой кислоты концентрации 0,02-0,05% с последующей закачкой порции воды с добавкой в качестве химреагента смеси отгона уксусной кислоты производства оксиэтилидендифосфоновой кислоты и алюмосодержащего отхода процесса алкилирования при соотношении от 1:1 до 1:3 при поддержании величины рН порции воды более 4 (АС СССР №1627677, Е21В 43/22, 1991 г.).
Недостатком данного способа является сложность технологии закачки, низкая эффективность вследствие того, что выпадение осадка связано с рН среды.
Наиболее близким к предложенному по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки нефтяных залежей путем блокирования промытых зон закачкой водного раствора алюмосодержащего отхода процесса алкилирования бензола олефинами с последующим нагнетанием вытесняющего агента, причем концентрация алюмосодержащего отхода составляет 1-30% (Патент РФ №2042031, Е21В 43/22, 33/138, 1995 г.).
Недостатком известного способа является его низкая технологическая эффективность, связанная с тем, что при высоких концентрациях отхода снижается глубина его проникновения из-за высокой реакционной способности, а при низких концентрациях снижается прочность образующегося осадка/геля.
Основой настоящего изобретения является задача создания способа разработки обводненной нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости пластами, позволяющего повысить эффективность вытеснения нефти за счет образования водоизолирующего экрана в водонасщенной (промытой) зоне пласта на значительном удалении от призабойной зоны скважины.
Поставленная задача решается тем, что в способе разработки обводненной нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости пластами, включающем закачку в пласт водного раствора гидроксохлористого алюминия отхода производства алкилирования бензола олефинами, с последующим нагнетанием вытесняющего агента, в 15-30%-ный водный раствор гидроксохлористого алюминия отхода производства алкилирования бензола олефинами вводят оксиэтилидендифосфоновую кислоту в количестве 0,025-0,1%.
Гидроксохлористый алюминий (ГХА) отход производства алкилирования бензола олефинами берут по ТУ 38.302163-94 или по ТУ 2152-005-47773778-2002, оксиэтилидендифосфоновую кислоту (ОЭДФК) по ТУ 2439-363-05763441-2002.
Смесь водного раствора гидроксохлористого алюминия и оксиэтилидендифосфоновой кислоты готовят в заводских условиях, либо непосредственно на скважине перед употреблением путем введения расчетного количества оксиэтилидендифосфоновой кислоты в водный раствор гидроксохлористого алюминия.
Для определения эффективности заявляемого способа со способом по прототипу проводят эксперимент на моделях пласта длиной 1 м и диаметром 0,033 м различной проницаемости и с содержанием карбоната 10%. Насыщение моделей проводят пресной или минерализованной водой концентрацией солей 130 г/л.
Эффективность оценивают по глубине проникновения реагента и приросту коэффициента нефтеотдачи.
Глубину проникновения реагента определяют по образовавшемуся гелеобразному осадку в разобранной модели после проведения эксперимента.
Пример 1. В модель пласта, насыщенную пресной водой, закачивают водный раствор, содержащий 15% ГХА и 0,025% ОЭДФК, в количестве 0,1 порового объема (п.о.). Дальше закачивают вытесняющий агент, например воду. Глубина проникновения в высокопроницаемом пропластке составляет 41,6%, а низкопроницаемом - 29,3, прирост коэффициента нефтеотдачи увеличивается на 9,1%.
Примеры 2-7. Эксперимент проводят аналогично примеру 1, изменяя концентрацию реагентов в смеси.
Пример 5. В модель пласта, насыщенную минерализованной водой концентрацией солей 130 г/л, закачивают 25%-ный водный раствор ГХА, содержащий 0,025% ОЭДФК, в количестве 0,1 п.о. Затем закачивают вытесняющий агент, например ту же минерализованную воду. Глубина проникновения в высокопроницаемом и низкопроницаемом пропластках 38,7%, 25,5% соответственно, прирост коэффициента нефтеотдачи - 19,0%.
Примеры 6-7. Эксперимент проводят аналогично примеру 5, изменяя соотношение компонентов в закачиваемом реагенте.
Примеры 8-10 проводят по указанному прототипу.
Данные эксперимента представлены в таблице.
Данный способ с использованием компонентов в заявленных количествах позволяет повысить эффективность вытеснения нефти за счет образования водоизолирующего экрана в водонасыщенной (промытой) зоне пласта на значительном удалении от призабойной зоны скважины и получения максимально возможного объема геля в количестве, необходимом для заполнения осадком проницаемых участков пласта.
Как видно из данных, приведенных в таблице, по заявляемому способу глубина проникновения возрастает на 25-30% для высокопроницаемых пропластков и на 20-23,1% для низкопроницаемых, а прирост коэффициента нефтеотдачи увеличивается на 5-7% по сравнению с данными по прототипу. Приводим пример осуществления способа на промысле. Обработку нефтяного коллектора осуществляют следующим образом. На устье скважины доставляют расчетное количество реагента. Из емкости готовый состав с помощью насосного агрегата закачивают в скважину и продавливают в пласт водой в объеме, равном объему насосно-компрессорных труб и плюс 10 м3.
Закачку состава осуществляют до тех пор, пока в скважину не будет закачен расчетный объем, который зависит от конкретных геолого-физических условий и решаемых задач и в среднем составляет 10 м3-25 м3 состава на 1 метр эффективной перфорации. По окончании продавки реагента скважина оставляется на структурирование на 24-72 ч.
Примером конкретного выполнения способа является обработка пласта скважин Игринского НГДУ ОАО «Удмуртнефть» с целью выравнивания профиля приемистости. Эксплуатируемый горизонт составляют Башкирские отложения, представленные в основном нефтесодержащими карбонатными породами. Коллекторские свойства характеризуются следующими параметрами: суммарно-перфорированная толщина пластов - 18 м, пористость - 16,5-24,5%, проницаемость - 0,62-0,8 мкм2. Базовые показатели эксплуатации скважины перед проведением водоизоляционных работ следующие: приемистость по жидкости 88,4 т/сут, дебит по нефти реагирующих добывающих скважин 4,6 т/сут, средняя обводненность продукции по участку 94,7%.
Работы проведены следующим образом.
Пример 1. В нагнетательную скважину №308 Сундур-Нязинского месторождения закачивают 59 тонн 22%-ного водного раствора гидроксохлористого алюминия, содержащего 25 л ОЭДФК, при давлении 30 атм и продавливают в пласт 14 см3 воды (Р=30 атм). Оставляют на 24 ч для гелеобразования. Успешность проведения технологического процесса подтверждена снижением приемистости скважины с 720 м3 в сутки при 0 атм до 576 м3 в сутки при 12 атм.
Пример 2. В нагнетательную скважину №402 закачивают 60 тонн 25%-ного водного раствора гидроксохлористого алюминия с 0,04% ОЭДФК при давлении 80 атм. Затем продавливают в пласт 14 м3 воды (Р=100-110 атм) и останавливают скважину для гелеобразования на 36 ч.
В результате проведенных работ получено снижение обводненности добываемой продукции по участку воздействия до 45,6%. Дополнительная добыча нефти за 6 месяцев составила около 3000 т, при продолжающемся технологическом эффекте.
примера
0,24
29,3
0,21
28,7
0,25
26,6
0,23
27,1
0,27
25,5
0,26
23,3
0,28
24,1
0,26
6,1
0,28
5,6
0,23
4,0
название | год | авторы | номер документа |
---|---|---|---|
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ОБВОДНЕННОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ С НЕОДНОРОДНЫМИ ПО ПРОНИЦАЕМОСТИ ПЛАСТАМИ | 1992 |
|
RU2042031C1 |
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ОБВОДНЕННОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ | 1997 |
|
RU2123104C1 |
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ОБВОДНЕННОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ | 1992 |
|
RU2039224C1 |
Способ регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта | 2002 |
|
RU2224092C1 |
КИСЛОТНЫЙ ФОСФОРСОДЕРЖАЩИЙ КОМПЛЕКСООБРАЗУЮЩИЙ РЕАГЕНТ И СПОСОБ ЕГО ПОЛУЧЕНИЯ | 2007 |
|
RU2331650C1 |
Способ разработки обводненной нефтяной залежи | 1989 |
|
SU1627677A1 |
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА | 2003 |
|
RU2302518C2 |
КИСЛОТНЫЙ ФОСФОРСОДЕРЖАЩИЙ КОМПЛЕКСООБРАЗУЮЩИЙ РЕАГЕНТ И СПОСОБ ЕГО ПОЛУЧЕНИЯ (ВАРИАНТЫ) | 2007 |
|
RU2331651C1 |
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ОБВОДНЕННОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ | 2008 |
|
RU2387814C1 |
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНОГО НЕФТЯНОГО ПЛАСТА | 1992 |
|
RU2039225C1 |
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к повышению нефтеотдачи неоднородных по проницаемости заводненных пластов. Технический результат изобретения состоит в повышении эффективности вытеснения нефти за счет образования водоизолирующего экрана в водонасыщенной - промытой зоне пласта на значительном удалении от призабойной зоны скважины. В способе разработки обводненной нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости пластами, включающем закачку в пласт водного раствора гидроксохлористого алюминия - отхода производства алкилирования бензола олефинами с последующим нагнетением вытесняющего агента, в 15-30%-ный водный раствор гидроксохлористого алюминия - отхода производства алкилирования бензола олефинами вводят оксиэтилидендифосфоновую кислоту в количестве 0,025-0,1%. 1 табл.
Способ разработки обводненной нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости пластами, включающий закачку в пласт водного раствора гидроксохлористого алюминия - отхода производства алкилирования бензола олефинами с последующим нагнетанием вытесняющего агента, отличающийся тем, что в 15-30%-ный водный раствор гидроксохлористого алюминия - отхода производства алкилирования бензола олефинами вводят оксиэтилидендифосфоновую кислоту в количестве 0,025-0,1%.
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ОБВОДНЕННОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ С НЕОДНОРОДНЫМИ ПО ПРОНИЦАЕМОСТИ ПЛАСТАМИ | 1992 |
|
RU2042031C1 |
Способ разработки обводненной нефтяной залежи | 1989 |
|
SU1627677A1 |
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНОГО НЕФТЯНОГО ПЛАСТА | 1992 |
|
RU2039225C1 |
СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА | 1998 |
|
RU2153579C2 |
ПАРУСНЫЙ КОРАБЛЬ | 1998 |
|
RU2137676C1 |
Авторы
Даты
2008-12-20—Публикация
2007-04-11—Подача