Главная страница  |  Описание сайта  |  Контакты
СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Патент Российской Федерации
Суть изобретения: Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и направлено на повышение нефтеотдачи пласта и снижение обводненности добываемой нефти. Сущность изобретения: в пласт последовательно закачивают водную суспензию фрезерного торфа с щелочной средой pH 9-12 и водную дисперсию бентонитовой глины, при этом в качестве щелочной среды водной суспензии фрезерованного торфа используют, например, кальцинированную или каустическую соду. 1 з.п. ф-лы, 2 табл.
Поиск по сайту

1. С помощью поисковых систем

   С помощью Google:    

   С помощью Яндекс:  

2. Экспресс-поиск по номеру патента


введите номер патента (7 цифр)

3. По номеру патента и году публикации

2000000 ... 2099999   (1994-1997 гг.)

2100000 ... 2199999   (1997-2003 гг.)
Номер патента: 2096601
Класс(ы) патента: E21B43/22
Номер заявки: 95121988/03
Дата подачи заявки: 22.12.1995
Дата публикации: 20.11.1997
Заявитель(и): Акционерное общество открытого типа "Нефтяная компания "Приобье"
Автор(ы): Морозов В.Ю.; Мурашкин Б.Г.; Старкова Н.Р.
Патентообладатель(и): Акционерное общество открытого типа "Нефтяная компания "Приобье"
Описание изобретения: Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам регулирования разработки месторождений заводнением и изоляции водопритока в нефтяные скважины.
Известен способ регулирования фронта заводнения нефтяного пласта, неоднородного по проницаемости, путем последовательной в пласт глинистой суспензии водного раствора полимера [1]
Недостатком данного способа является недостаточная стойкость изоляционного экрана, образованного водорастворимым полимером и глиной, к потоку закачиваемой воды через нагнетательные скважины.
Наиболее близким решением, взятым за прототип, является способ регулирования разработки нефтяных месторождений, включающий закачку в пласт водного раствора полиакриламида, водной суспензии глины и раствора соляной кислоты [2]
Недостатками данного способа являются:
раздельная закачка суспензии глины с полиакриламидом и раствора соляной кислоты не обеспечивает их смешения, и если принять во внимание то, что не гидролизованные полиакриламиды хорошо растворяются в соляной кислоте, то упрочненных ассоциатов невозможно получить даже при полном смешении суспензии с раствором соляной кислоты;
глинистая суспензия, содержащая полиакриламид имеет высокую вязкость, что усложняет закачку жидкости в пласт и, в определенных условиях, может привести к гидроразрыву пласта.
Задачей изобретения является повышение нефтеотдачи пласта и снижение обводненности добываемой нефти за счет изоляции трещиноватых, промытых зон и высокопроницаемых пластов.
Поставленная цель достигается тем, что способ включает закачку двух растворов, имеющих различную структуру дисперсной фазы, одна из которых имеет щелочную среду.
В качестве первой дисперсной системы закачивают водную дисперсию торфа, имеющего волокнистую объемную структуру, и щелочную среду pH 9,12, в качестве второй дисперсной системы закачивают мелкодисперсную водную суспензию бентонитовой глины.
Для создания щелочной среды в суспензии торфа pH 9-12 в состав добавляется любое соединение, имеющее щелочную реакцию (кальцинированная сода, каустическая сода, и т.д.)
Сущность изобретения заключается в следующем.
В пласт, имеющий трещиноватую структуру и высокую приемистость, закачивают суспензию торфа. Торф, обладая волокнистой пластинчатой структурой и способностью набухать, задерживается в трещинах, заполняя их объем. При дальнейшем набухании торфа в пласте герметизация трещин увеличивается, увеличивая фильтрационное сопротивление пласта, но, обладая пористой структурой, торф способен фильтровать через себя нагнетаемую воду. В щелочной среде, при пластовой температуре, торф частично разлагается с выделением смеси газов CO и CH4. Образующийся газ не растворим в воде и при смешении с пластовым флюидом образует водогазовую смесь в виде мелких пузырьков газа в жидкости. Такая оторочка увеличивает коэффициент охвата воздействием и коэффициент вытеснения нефти.
Для укрепления изолирующего экрана в пласт закачивают водную суспензию бентонитовой глины, которая тоже имеет щелочную среду. Суспензия бентонитовой глины, приготовленная на пресной воде, имеет pH 9-10, но, если для приготовления глиняной суспензии используют пластовую воду, щелочность ее падает в результате снижения ионообменных процессов до pH 7,5.
Дополнительный эффект, способствующий вытеснению нефти из пласта, при реализации предлагаемого способа, достигается тем, что мелкодисперсные частицы бентонитовой суспензии частично фильтруются через пористую структуру, частично адсорбируются на волокнистой поверхности торфа, увеличивая эффект изоляции.
Для получения суспензии, имеющей однородный дисперсионный состав, используют фрезерованный торф. В состав органической массы торфа входят - гуматовые кислоты 30 40% битумы 8 15% минеральные примеси 50%
Элементарный состав органической массы состоит из 50 60% углерода, 6% водорода, 32 40% кислорода, 1,5 3% азота. В щелочной среде без доступа воздуха и при температуре 50 80oC торф частично разлагается с выделением смеси газов CO и CH4.
В лабораторных условиях был проведен эксперимент по определению объема выделяющегося газа из суспензии торфа.
Экспериментом установлено, что из 100 см3 суспензии торфа, с концентрацией 5% и pH 9,5 выделяется 200 см3 газа. Концентрация торфа в суспензии варьируется в зависимости от приемистости пласта в пределах 0,3 - 2,0% (табл. 1). Следовательно, при использовании суспензий, с рекомендуемой концентрацией торфа, из 1 м3 суспензии выделяется 120 800 л смеси газов CO и CH4.
Суспензия торфа имеет вязкость от 0,5 1 Па·с. Суспензия бентонитовой глины от 1 3 Па·с, в зависимости от концентрации. При таких низких показателях вязкости суспензии легко закачиваются в пласт.
Осуществление технологического процесса по предлагаемому способу отличается простотой. Приготовление суспензии происходит в процессе закачки в пласт. Материалы не дефицитны, не дороги, абсолютно безвредны и экологически чисты.
Для осуществления технологического процесса используют стандартное оборудование: цементировочный агрегат (ЦА) и эжектор.
Производится гидравлическая обвязка оборудования, устья обрабатываемой скважины и нагнетательной скважины, используемой как источник воды.
Приготовление и закачка торфо-бентонитовой системы производится по следующей схеме. Из нагнетательной скважины, используемой как источник воды, под напором, через эжектор в мерную емкость цементировочного агрегата подается вода. В эжекторе при определенной скорости движения воды создается разряжение, обеспечивающее забор сухого фрезерованного торфа, смешанного с небольшим количеством кальцинированной соды 2 5 кг на 1 м3 суспензии. В эжекторе происходит диспергирование торфа в воде и при движении через систему нагнетания насос ЦА-НКТ, торф равномерно распределяется в дисперсионной среде (вода), обеспечивая, тем самым, проникновение всей дисперсной системы в пласт и распределение ее по пласту.
Содержание торфа в суспензии регулируется скоростью подачи воды в мерную емкость ЦА.
После закачки расчетного объема водной суспензии торфа закачивается вода в объеме 10 15 м3 в качестве продавочной жидкости. Затем в скважину закачивается суспензия бентонитовой глины.
Приготовление и закачка глинистой суспензии осуществляется аналогично приготовлению и закачке суспензии торфа, через эжектор.
После закачки глинистой суспензии производится ее продавка в пласт водой в объеме 10 15 м3.
Концентрация торфа и глинопорошка в суспензии варьируется в зависимости от приемистости пласта в интервалах, указанных в табл. 1.
Закачка водной суспензии торфа и глинопорошка составляет один цикл обработки пласта. Объем закачки дисперсной системы на один цикл составляет 100 м3. Для осуществления всего технологического процесса достаточно 6 циклов обработки пласта. Общий объем закачанной торфобентонитовой системы составляет 600 м3.
По предлагаемому способу, с целью повышения нефтеотдачи пласта и снижения обводненности добываемой нефти, были проведены работы на Самотлорском месторождении в нагнетательных скважинах NN 29678, 15743, 25238.
В каждую скважину было закачано по 600 м3 торфобитумной суспензии (ТБС), на приготовление которых израсходовано по 7,2 тонн торфа и 27 тонн глины.
Через 30 60 сут нагнетания воды после закачки ТБС в реагирующих скважинах в добываемой пластовой жидкости отмечено снижение коэффициента обводненности и повышение прироста дебита нефти, что подтверждается показателями согласно табл. 2.
Из табл. 2 видно, что обводненность добывающей жидкости в реагирующих скважинах снижается на 3 14% дебит нефти увеличивается с 1,1 до 9,8 м3/сут.
Предлагаемый способ позволяет повысить нефтеотдачу пласта и снизить обводненность добываемой жидкости.
Способ отличается простотой технологии, доступностью и дешевизной материалов и экологически безопасен.
Формула изобретения: 1. Способ регулирования разработки нефтяных месторождений, включающий закачку в пласт водной дисперсии бентонитовой глины, отличающийся тем, что перед закачкой водной дисперсии бентонитовой глины в пласт закачивают водную суспензию фрезерованного торфа с щелочной средой pH 9 12 и тем самым создают дополнительную оторочку газа, образующегося при разложении торфа в щелочной среде.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве щелочной среды водной суспензии фрезерованного торфа используют, например, кальцинированную или каустическую соду.