Главная страница  |  Описание сайта  |  Контакты
СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ
СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ

СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ

Патент Российской Федерации
Суть изобретения: По способу повышения нефтеотдачи пластов обрабатывают призабойные зоны нагнетательной и добывающей скважин суспензией высокодисперсного гидрофобного диоксида кремния в органическом растворителе. Затем в нагнетательную скважину закачивают воду. Вытесняют нефть из коллектора гидродинамическим давлением воды из призабойной зоны добывающей скважины. 4 з.п.ф., 1 табл.
Поиск по сайту

1. С помощью поисковых систем

   С помощью Google:    

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: 2105142
Класс(ы) патента: E21B43/22
Номер заявки: 96120597/03
Дата подачи заявки: 11.10.1996
Дата публикации: 20.02.1998
Заявитель(и): Товарищество с ограниченной ответственностью "Техносил"
Автор(ы): Смирнов А.В.; Грайфер В.И.; Волков Н.П.; Исангулов К.И.; Хусаинов В.М.; Лысенко В.А.; Гумаров Н.Ф.; Ишкаев Р.К.
Патентообладатель(и): Смирнов Александр Витальевич; Грайфер Валерий Исаакович
Описание изобретения: Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам увеличения нефтеотдачи нефтяных скважин за счет применения физико-химических методов воздействия на пласт. Изобретение может быть также использовано для повышения жизненного цикла элементов нефтегазовых комплексов (скважин, буровых, нефтепроводов, нефтехранилищ, терминалов и др.) за счет придания им комплексных защитных свойств: гидрофобных, кислототталкивающих, антикоррозионных, противообрастающих.
Основным методом извлечения нефти из пластов является принудительное ее вытеснение из добывающей скважины водой, закачиваемой в пласт через нагнетательную скважину под давлением и транспортировка нефти на поверхность земли насосом.
В процессе извлечения нефти из пластов происходит изменение их фильтрационных параметров, которые влияют на производительность скважин. В целях восстановления и повышения производительности добывающих и приемистости нагнетательных скважин существует большое количество различных способов воздействия на пласт: теплового, газового, гидродинамического, микробиологического, физико-химического и вибросейсмического метода межфазного катализа и внутрипластового горения, а также их различных комбинаций [1]. Однако большинство из них не обладают достаточно высокой эффективностью по нефтеотдаче и требуют больших затрат энергоресурсов и применения дорогостоящих материалов.
Наиболее близким к предлагаемому является способ повышения нефтеотдачи пластов, включающий обработку призабойной зоны нагнетательной скважины, закачку в нагнетательную скважину воды, вытеснение нефти из коллектора гидродинамическим давлением воды с доставкой нефти из призабойной зоны добывающей скважины на ее устье насосом [2].
Сущность способа заключается в том, что вытеснение нефти из коллектора осуществляют гидродинамическим давлением воды через нагнетательную скважину, призабойную зону которой предварительно обрабатывают кремнийорганической эмульсией "Экстракт-700" фирмы Wacrer Chemie, а поступающую в призабойную зону нефть доставляют на устье добывающей скважины насосом.
В результате применения данного способа приемистость нагнетательной скважины увеличивается на 20-30%, а дебит добывающих скважин увеличивается в среднем на 5-8% вместе с прекращением роста обводненности.
Недостатком указанного способа является незначительное увеличение приемистости нагнетательных и дебита добывающих скважин, применение дорогостоящих химических соединений в больших количествах.
Техническим результатом, достигнутым в изобретении, является повышение приемистости нагнетательных скважин на 200-300% и увеличения дебита добывающих скважин в 3-4 раза.
Необходимый технический результат достигается тем, что в способе повышения нефтеотдачи пластов, включающем обработку призабойной зоны нагнетательной скважины, закачку в нагнетательную скважину воды, вытеснение нефти из коллектора гидродинамическим давлением воды с доставкой нефти из призабойной зоны добывающей скважины на ее устье насосом, дополнительно обрабатывают призабойную зону добывающей скважины, при этом призабойные зоны нагнетательной и добывающей скважин обрабатывают суспензией высокодисперсного гидрофобного диоксида кремния в органическом растворителе.
В наибольшей степени технический результат достигается тем, что призабойные зоны нагнетательной и добывающей скважин обрабатывают суспензией высокодисперсного гидрофобного диоксида кремния в органическом растворителе с концентрацией 0,05-0,5 мас.% и 0,5-1,0 мас.% соответственно. В качестве высокодисперсного гидрофобного диоксида кремния используют белую сажу, или аэросил, или тальк, или перлит, а в качестве органического растворителя - дистиллят или уайт-спирит, или ацетон, или бензин, или керосин, или петролейный эфир, или гексан, или другие органические растворители. Гидрофобные порошки диоксида кремния представляют собой инертные материалы со средним размером дисперсных частиц 5-50 мкм и не оказывают вредного воздействия на человека и окружающую среду. Суспензию готовят механическим перемешиванием расчетного количества гидрофобного диоксида кремния в органическом растворителе в течение нескольких минут непосредственно перед закачкой в скважину.
Пример. Проводят работы по снижению давления закачки и увеличению приемистости нагнетательной скважины с заглинизированным коллектором и низкой проницаемостью и увеличению дебита добывающей скважины. Перед применением гидрофобного диоксида кремния нагнетательная скважина имеет приемистость 5 м /сут, при давлении на устье 220 кг/см2. Дебит добывающей скважины составляет: по жидкости 3 м3/сут, по нефти 0,9 т/сут. В нагнетательную скважину закачивают 5 м3 дистиллята, содержащего 5 кг высокодисперсного диоксида кремния. Дополнительно обрабатывают призабойную зону добывающей скважины закачкой в нее суспензии объемом 6 м3 с концентрацией высокодисперсного диоксида кремния в дистилляте 0,3 мас.%. Затем переходят на закачку воды через нагнетательную скважину. Через 2 ч работы насоса давление на устье скважины снизилось с 220 до 135 кг/см2. Таким образом, было установлено, что применение гидрофобного материала с концентрацией 0,1-0,05 мас.% в органическом растворителе приводит к снижению давления закачки нагнетательной скважины с низкой проницаемостью коллектора на 60%. Обработанная суспензией гидрофобного диоксида кремния скважина стала принимать воду с приемистостью 120 м3/сут, была поставлена под закачку с кустовой насосной станции и вышла на устойчивый режим приема воды, который сохраняется в течение более года. При этом дебит добывающей скважины составил: по жидкости 12,2 м3/сут, а по нефти - 3,17 т/сут.
Результаты остальных опытов приведены в таблице.
Как следует из таблицы, применение суспензии высокодисперсного гидрофобного диоксида кремния в органическом растворителе с содержанием 0,05-0,5 мас. % в нагнетательных скважинах приводит к снижению давления закачки в 1,4-2,0 раза и увеличению приемистости пласта в 1,5-150 раз, а обработка призабойной зоны добывающих скважин суспензией с содержанием 0,5-1,0 мас.% увеличивает дебит по нефти в 3-7 раз.
Формула изобретения: 1. Способ повышения нефтеотдачи пластов, включающий обработку призабойной зоны нагнетательной скважины, закачку в нагнетательную скважину воды, вытеснение нефти из коллектора гидродинамическим давлением воды с доставкой нефти из призабойной зоны добывающей скважины на ее устье насосом, отличающийся тем, что дополнительно обрабатывают призабойную зону добывающей скважины, при этом призабойные зоны нагнетательной и добывающей скважин обрабатывают суспензией высокодисперсного гидрофобного диоксида кремния в органическом растворителе.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что призабойную зону нагнетательной скважины обрабатывают суспензией высокодисперсного гидрофобного диоксида кремния с содержанием его 0,05 0,5 мас. в органическом растворителе.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что призабойную зону добывающей скважины обрабатывают суспензией высокодисперсного гидрофобного диоксида кремния с содержанием его 0,5 1,0 мас. в органическом растворителе.
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве высокодисперсного гидрофобного диоксида кремния используют белую сажу, или тальк, или аэросил, или перлит.
5. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве органического растворителя используют дистиллят, или уайт-спирит, или ацетон, или бензин, или керосин, или петролейный эфир, или гексан.