Патент на изобретение №2279540

Published by on




РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ



ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА
ПО ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ,
ПАТЕНТАМ И ТОВАРНЫМ ЗНАКАМ
(19) RU (11) 2279540 (13) C1
(51) МПК

E21B43/22 (2006.01)

(12) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ПАТЕНТУ

Статус: по данным на 28.12.2010 – может прекратить свое действие

(21), (22) Заявка: 2005107871/03, 21.03.2005

(24) Дата начала отсчета срока действия патента:

21.03.2005

(46) Опубликовано: 10.07.2006

(56) Список документов, цитированных в отчете о
поиске:
RU 2167280 C2, 20.05.2001.
RU 2169258 C1, 20.06.2001.
SU 1731942 A1, 07.05.1992.
RU 2244110 C1, 10.01.2005.
US 4332297 A, 01.06.1982.

Адрес для переписки:

450006, г.Уфа, ул. Ленина, 86, ДООО Геопроект, НТО, Л.К. Шигаповой

(72) Автор(ы):

Алмаев Рафаиль Хатмуллович (RU),
Волочков Николай Семенович (RU),
Сайфутдинов Фарит Хакимович (RU),
Базекина Лидия Васильевна (RU),
Попов Сергей Альбертович (RU),
Байдалин Владимир Степанович (RU)

(73) Патентообладатель(и):

Открытое акционерное общество “Акционерная нефтяная компания “Башнефть” (ОАО “АНК “Башнефть”) (RU)

(54) СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНОГО НЕФТЯНОГО ПЛАСТА

(57) Реферат:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи на поздней стадии. Техническим результатом изобретения является увеличение охвата заводнением неоднородных по толщине и по площади интервалов пласта, увеличение приемистости нагнетательных скважин, ограничение отбора воды на участке нефтяной залежи и, как следствие, увеличение нефтеотдачи пласта. В способе регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта, включающем закачку в нагнетательную скважину одновременно водного раствора, содержащего полиакриламид ПАА со сшивателем, и водного раствора, содержащего поверхностно-активное вещество ПАВ и хлористый кальций, затем закачку водного раствора, содержащего ПАВ и хлористый кальций, и закачку вытесняющего агента – воды, используют в качестве водного раствора, содержащего ПАА со сшивателем, водный раствор состава, %: ПАА 0,1 – 0,5, сшиватель – ацетат хрома 0,01 – 0,05, вода остальное, а в качестве водного раствора, содержащего ПАВ и хлористый кальций – водный раствор состава, %: неионогенное ПАВ 1,0 – 5,0, хлористый кальций 1,5 – 3,5, вода – остальное. 2 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи на поздней стадии.

Известен способ регулирования разработки нефтяных месторождений заводнением, включающий закачку в пласт раствора полимерного материала со сшивателем и суспензию дисперсных систем (Патент РФ № 1731942, кл. Е 21 В 43/22, опубл. 1992 г.). Известный способ имеет низкую эффективность вследствие малой устойчивости сшитой полимерной системы за счет синерезиса.

Известен способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных и ограничения водопритоков в добывающих скважинах (Патент РФ №2169258, кл. Е 21 В 43/22, опубл. 2001 г.), включающем закачку в пласт изолирующего состава на основе полимеров, сшивателя и воды. Недостатком данного способа является низкая эффективность при изоляции промытых зон пласта.

Наиболее близким к заявленному по технической сущности и достигаемому эффекту (прототипом) является способ разработки неоднородной залежи углеводородов (Пат. РФ № 2167280, кл. Е 21 В 43/22, опубл. 2001 г.), включающий закачку в пласт через нагнетательную скважину водного раствора соли многовалентного металла, полимерного раствора и последующее нагнетание вытесняющего агента. Известный способ малоэффективен при разработке месторождений с низкопроницаемыми глинистыми коллекторами.

Задачей данного изобретения является повышение нефтеотдачи пластов, имеющих преимущественно глинистый тип цемента, высокое содержание глинистых минералов (аргиллиты, алевролиты), низкую проницаемость, большую удельную поверхность и гидрофильный характер смачивания. К таким коллекторам относятся юрские пласты.

Для вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов нефти юрских отложений месторождений Западной Сибири разработан и предложен способ комплексного воздействия на нефтяную залежь. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности способа путем увеличения охвата заводнением неоднородных по толщине и по площади интервалов пласта, увеличения приемистости нагнетательных скважин, ограничение отбора воды на участке нефтяной залежи и, как следствие, увеличение нефтеотдачи пласта.

В способе регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта, включающем закачку в нагнетательную скважину одновременно водного раствора, содержащего полиакриламид ПАА со сшивателем, и водного раствора, содержащего поверхностно-активное вещество ПАВ и хлористый кальций, затем закачку водного раствора, содержащего ПАВ и хлористый кальций, и закачку вытесняющего агента – воды, используют в качестве водного раствора, содержащего ПАА со сшивателем, водный раствор состава, %: ПАА 0,1-0,5, сшиватель – ацетат хрома 0,01-0,05, вода – остальное, а в качестве водного раствора, содержащего ПАВ и хлористый кальций – водный раствор состава, %: неионогенное ПАВ 1,0-5,0, хлористый кальций 1,5-3,5, вода – остальное.

Используют массовые проценты.

В качестве неионогенного ПАВ используют оксиэтилированные алкилфенолы марки неонол, например АФ9-12, ОП-10 по ТУ 2483-077-05766801-98, или продукты, содержащие их, например марок СНО-ЗБ, СНО-4Д и др. В качестве гелеобразующей композиции используют сшитую полимерную систему (СПС): полиакриламид марки ДП-9-8177 и сшиватель ацетат хрома по ТУ 2499-001-50635131-00. В качестве минерализованной воды для растворения НПАВ используют соль – кальций хлористый по ГОСТ 450-77.

В способе используется способность системы соль кальция – вода – НПАВ непосредственно в пласте генерировать сшитую полимерную систему. В пласт закачивают одновременно минерализованный раствор НПАВ, уменьшающий набухание глинистого цемента коллектора и увеличивающий приемистость призабойной зоны пласта, и гелеобразующую композицию-раствор полиакриламида и сшивателя. За счет тепловой энергии пласта происходит сшивка макромолекул полимера. Время гелеобразования зависит от температуры пласта и соотношения компонентов. Затем закачивают минерализованный раствор НПАВ, закачивают в пласт воду системы ППД в объеме 10-15 м3 и останавливают скважину на 6-12 часов на реагирование. После этого скважину переводят на заводнение системы ППД.

Способ позволяет с помощью комбинированного воздействия на залежь гелеобразующей и нефтевытесняющей композициями эффективно перераспределять фильтрапионные потоки пластовых флюидов и вовлечь в разработку пласты, ранее не охваченные заводнением.

Реализация данного способа позволит снизить обводненность добываемой продукции и увеличить дебит нефти.

В отличие от известных способов воздействия на залежь указанные гелеобразующая и нефтевытесняющая композиции в данном способе обладают взаимодополняющими составом с физико-химическими свойствами, приводящими к синергетическому усилению их функций. Новый способ эффективен для повышения нефтеотдачи низкопроницаемых, неоднородных залежей как на ранней, так и на поздней стадии разработки. Композиция способна снижать фильтрационные сопротивления в призабойной зоне скважины, уменьшать остаточную нефтенасыщенность, снижать набухаемость глин (глинистого цемента коллектора), деструктировать межфазовые слои на границе нефть-порода-вода.

Таким образом, заявляемый способ позволяет добиться нового неожиданного результата, что позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого технического решения критерию “изобретательский уровень”.

Оценку эффективности заявляемого способа и способа – прототипа проводят в лабораторных условиях по следующим показателям: степени снижения набухаемости глинистых частиц песчаника, остаточному фактору сопротивления и приросту коэффициента нефтевытеснения.

Песчаники нефтеносных отложений в своем составе содержат глинистую фракцию. Для юрских отложений, в частности, Коттынского нефтяного месторождения, содержание глин значительное и составляет более 10%. Движущаяся через такой глинистый песчаник нефтевытесняющая опресненная вода вызывает набухание глинистых частиц, а также их разрушение (кольматаж и суффозию), что может привести к закупорке наиболее суженных поровых водопроводящих каналов пласта и тем самым снизить приемистость нагнетательных скважин, что в свою очередь может привести к снижению темпов разработки залежи. Эффективность работ при добычи нефти на поздней стадии разработки в значительной степени зависит от использования растворов, которые не способствуют набуханию глинистых материалов в породе.

На основании теоретических соображений были проведены эксперименты по подбору растворов реагентов, не вызывающих сильного набухания глинистых частиц.

Полученная путем отмучивания из песчаников глина, а также глина из пропластков растиралась в ступке и просеивалась через сито 0,1 мм. Навеска такой глины помещалась в аппарат для определения объемного изменения глины при фильтрации жидкостей.

Утрамбованный глинистый порошок под действием капиллярных сил впитывает в себя воду (раствор различного содержания солей), подаваемую на дно стаканчика и поступающую через пористое донышко прибора. Под действием воды глина увеличивает свой объем, что регистрируется стрелкой индикатора. Коэффициент набухания (К) определяют из отношения объемов набухших частиц глинистой породы (Vн1) к начальному объему глинистых частиц (Vo1)

или

где V1 – объем воды, израсходованный при набухании пробы на увеличение объема частиц глины.

Результаты экспериментов представлены в табл.1.

Таблица 1
Глина % набухания
раствор хлорида кальция (3,5%) вода
=1,0 г/см3 =1,006 г/см3 =1,02 г/см3
Опыт №1 7 247 128 75
Опыт №2 5 241 135 79
Опыт №3 249 249 68
– удельный вес воды.

Полученные величины набухания образцов пластовой глины Коттынского месторождения показывают, что при контакте с минерализованной водой (раствор CaCl2) она остается в относительно стабильном состоянии и в меньшей степени подвергается набуханию, по сравнению с пресной и слабоминерализованной водой.

Таким образом, чтобы уменьшить снижение приемистости нагнетательных скважин в способе предложено закачивать минерализованные растворы НПАВ.

Важнейший параметр, определяющий способность реагентов к водоизолирующему действию – остаточный фактор сопротивления (Rост) определяют по изменению проницаемости при фильтрации закачиваемых реагентов через нефтенасыщенную модель пласта, представленную дезинтегрированным песчаником Коттынского месторождения. По величине Rост судят о водоизолирующих свойствах образующихся систем: чем больше Rост, тем выше изолирующие свойства ее и, следовательно, эффективнее способ разработки.

В табл.2 приведены результаты фильтрационных исследований при закачке НПАВ на растворе хлористого кальция, водных растворов ПАА с ацетатом хрома, НПАВ на растворе хлористого кальция. Затем закачивают вытесняющий агент (воду).

Результаты фильтрационных опытов показывают, что остаточный фактор сопротивления, коэффициент нефтевытеснения и прирост коэффициента нефтевытеснения у предлагаемого способа выше, чем у прототипа (опыт 1-4, табл.2).

Пример конкретного выполнения.

Нефтяную залежь разрабатывают по следующим характеристикам: глубина залегания 2500 м, толщина пласта 3-5 м, пластовое давление 23,0 МПа, температура 80°С. пористость 17%, проницаемость 0,0065-0,0968 мкм2, плотность нефти в поверхностных условиях 0,850 г/см3, вязкость нефти 9,2 мПа·с.

В промысловых условиях технологический процесс осуществляется следующим образом.

В одну емкость (25 м3) набирается расчетное количество сеноманской воды и при постоянном перемешивании подается расчетное количество хлористого кальция и НПАВ. В другой емкости (25 м3) готовится раствор полимера и сшивателя. Оба раствора одновременно параллельными потоками закачивают при помощи двух агрегатов ЦА-320 в нагнетательную скважину. В процессе закачки происходит полное смешение жидкостей с образованием гелеобразующего состава, который продавливается в пласт следующей порцией раствора НПАВ на хлористом кальции и закачиваемой водой (10-15 м3). Затем скважину останавливают на 6-12 часов, после чего пускают на заводнение системы ППД. Оптимальный объем закачки выбирается в зависимости от толщины пласта, удаления промытых зон и определяется по общепринятым методикам, исходя из фильтрационно-емкостных и геологических особенностей пласта.

Предлагаемый способ позволяет сохранить приемистость нагнетательных скважин за счет малой набухаемости глинистых частичек коллектора, создания объемных водоизолирующих экранов с улучшенными технологическими параметрами: комбинированное воздействие на залежь гелеобразующей и нефтевытесняющей композициями, эффективное перераспределение фильтрационных потоков пластовых флюидов, вовлечения в разработку пропластков, ранее не охваченных заводнением; снизить обводненность добываемой продукции и увеличить дебит нефти.

Формула изобретения

Способ регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий закачку в нагнетательную скважину одновременно водного раствора, содержащего полиакриламид ПАА со сшивателем, и водного раствора, содержащего поверхностно-активное вещество ПАВ и хлористый кальций, затем закачку водного раствора, содержащего ПАВ и хлористый кальций, и закачку вытесняющего агента – воды, отличающийся тем, что используют в качестве водного раствора, содержащего ПАА со сшивателем, водный раствор состава, %:

ПАА 0,1 – 0,5
Сшиватель – ацетат хрома 0,01 – 0,05
Вода Остальное

а в качестве водного раствора, содержащего ПАВ и хлористый кальций, – водный раствор состава, %:

Неионогенное ПАВ 1,0 – 5,0
Хлористый кальций 1,5 – 3,5
Вода Остальное

Categories: BD_2279000-2279999