Forbidden

You don't have permission to access /zzz_siteguard.php on this server.

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ - Патент РФ 2117143
Главная страница  |  Описание сайта  |  Контакты
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ

Патент Российской Федерации
Суть изобретения: Способ разработки нефтяной залежи относится к нефтяной промышленности и направлен на вовлечение в разработку низкопроницаемых нефтенасыщенных участков пласта и увеличение их нефтеотдачи. Способ включает закачку в пласт через нагнетательную скважину одновременно полимерного раствора и водного раствора щелочи, затем водного раствора соли многовалентного металла и дополнительную закачку водного раствора хлористого кальция перед нагнетанием вытесняющего агента. 3 з.п. ф-лы, 2 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: 2117143
Класс(ы) патента: E21B43/22, E21B33/138
Номер заявки: 96124611/03
Дата подачи заявки: 31.12.1996
Дата публикации: 10.08.1998
Заявитель(и): Акционерное общество открытого типа Нефтяная компания "Приобье"
Автор(ы): Морозов В.Ю.; Старкова Н.Р.; Чернышов А.В.; Заров А.А.
Патентообладатель(и): Акционерное общество открытого типа Нефтяная компания "Приобье"
Описание изобретения: Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам добычи нефти из неоднородных пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений.
Известен способ разработки нефтяных месторождений, включающий закачку через нагнетательные скважины водных растворов, содержащих полиакриламид, бентонитовую глину и воду [1].
Недостатком данного способа является низкая эффективность при изоляции промытых зон в случае, если продуктивный пласт представлен высокопроницаемым трещинно-поровым коллектором, так как "сшивка" полимеров типа ПАА и глины не происходит без предварительного гидролиза под действием щелочей, следовательно, полимер остается "не сшитым" растворяется в воде и вытесняется нагнетаемым агентом.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки обводненной нефтяной залежи, включающий последовательную закачку в нагнетательную скважину хлорида алюминия и щелочных стоков производства капролактама (ЩСПК) [2].
Недостатком данного способа является низкая тампонирующая способность состава, обуславливающая малоэффективную изоляцию промытых зон пласта, вследствие того, что применяемый отход ЩСПК, представляющий собой натриевую соль адипиновой кислоты, используется только для образования гидроокиси алюминия, при этом сама адипиновая кислота уходит вместе с пластовым флюидом и не используется для дополнительной изоляции.
Задачей изобретения является повышение эффективности способа разработки нефтяной залежи путем послойного тампонирования промытых и высокопроницаемых обводненных пластов за счет увеличения количества осадка и как следствие вовлечение в разработку низкопроницаемых нефтенасыщенных участков пласта и увеличение их нефтеотдачи.
Поставленная техническая задача решается тем, что в способе, включающем закачку в пласт через нагнетательную скважину водного раствора соли многовалентного металла, водного раствора щелочи и последующее нагнетание вытесняющего агента, перед закачкой водного раствора соли в пласт одновременно закачивают полимерный раствор и водный раствор щелочи, а перед нагнетанием вытесняющего агента в пласт дополнительно закачивают водный раствор хлористого кальция, при этом в качестве водного раствора соли многовалентного металла используют водный раствор сернокислого алюминия, в качестве полимерного раствора используют водорастворимые полимеры ПАА или КМЦ, а в качестве водного раствора щелочи используют соду каустическую или кальцинированную или водный раствор щелочного стока производства капролактама.
Для осуществления технологии используются технические продукты выпускаемые промышленностью в больших объемах.
Водорастворимые полимеры класса ПАА и КМЦ. - полиакриламид и карбоксиметилцеллюлоза.
В качестве соли многовалентного металла используют сульфат алюминия ГОСТ 3758 - 75.
Кальций хлористый поставляется в сухом виде ГОСТ 450 - 77 или в виде насыщенного раствора плотностью 1320 - 1350 кг/м3 ТУ - 48 - 10 - 509 - 78.
В качестве раствора щелочи применяют соду каустическую ГОСТ 2263-79, соду кальцинированную ГОСТ 5100 - 73 или соли щелочных металлов органических кислот - отход производства капролактама ЩСПК - ТУ 113 - 03 - 488 - 84.
Суть изобретения заключается в следующем. В пласт через нагнетательную скважину одновременно закачивают полиакриламид или КМЦ и раствор щелочи.
При взаимодействии водного раствора полимера с щелочным раствором происходит гидролиз амидных групп.
Гидролизованный полимер имеет вязкость 20 - 30 сП, но при этом не утрачивает способность растворяться в воде. При закачке раствора, имеющего вязкость 20 - 30 сП, создается повышенное фильтрационное сопротивление и тем самым увеличивается охват пласта воздействием.
Далее закачивается раствор соли многовалентного металла. При взаимодействии гидролизованного полимера с сульфатом алюминия (сульфатом железа) происходит "сшивка" полимера трехвалентным катионом алюминия (Al3+) и образование осадка гидроокиси алюминия, при этом в растворе содержится большое количество ионов SO-42 .
Для увеличения объема осадка закачивают раствор хлористого кальция CaCl2, который при взаимодействии с сульфат ионом SO-42 образует нерастворимый в воде осадок гипса CaSO4 дополнительно тампонирующий поровое пространство промытой зоны пласта, увеличивая фильтрационное сопротивление нагнетаемому агенту и тем самым увеличивая охват пласта воздействием.
При этом будет образовываться осадок, состоящий из "сшитого" полимера, гидрооксида алюминия и гипса.
В качестве вытесняющего агента используют воду или водный раствор ПАВ.
При небольших значениях приемистости обрабатываемых скважин до 150 - 250 м3/сут водорастворимые полимеры предварительно не гидролизуют щелочным реагентом, а закачивают в водном растворе сульфата алюминия (сульфата железа) с последующей закачкой раствора щелочи и хлористого кальция, что обеспечивает образование в пласте крупнодисперсного осадка, обладающего высокой адгезией к породе пласта, в дальнейшем после вытеснения реакционной среды нагнетаемой водой, происходит набухание ПАА (КМЦ), который, обладая флокулирующими свойствами, позволяет "связать" отдельные образующиеся дисперсные частицы гидрооксида алюминия и гипса между собой и породой пласта и тем самым снизить проницаемость трещин и крупных пор.
Прореагировавший фильтрат имеет щелочность pH 9 - 10 и при взаимодействии с кислотными компонентами нефти приводит к снижению межфазного натяжения на границе нефть - раствор щелочи. При этом происходит эмульгирование нефти и улучшение смачиваемости породы, то есть происходит доотмыв остаточной нефти.
Лабораторные исследования по определению количества закупоривающего осадка для осуществления предлагаемого способа представлены в табл. 1.
Из результатов табл. 1 видно, что образование наибольшего количества "сшитого" полимера происходит при взаимодействии растворов ПАА, ЩСПК и сульфата алюминия.
Количество закупоривающего осадка по предлагаемому способу в 2-3 раза больше, чем по прототипу, даже в случае использования высококонцентрированных растворов (опыт 3).
Полученный осадок устойчив к действию температур в интервале 20 - 100oC, а также к действию слабокислой и слабощелочной сред. При взаимодействии с пластовой водой осадок приобретает большую устойчивость к температурному воздействию.
Фильтрат по своему составу близок к пластовой воде, так как в растворе остается NaCl и следы HCO23- .
Для определения закупоривающих свойств материалов и последующего вытеснения нефти по предлагаемой технологии в лаборатории проведены исследования на искусственных линейных моделях длиной 110 - 120 мм, диаметром 30 - 40 мм. Исследования проводились по общепринятым методикам.
Результаты исследований представлены в табл. 2, из которой видно, что коэффициент изоляции в опытах 4-5 по предлагаемой технологии значительно выше, чем по прототипу (опыт 1 - 2).
При реализации способа на месторождении закачку ведут в одну или несколько нагнетательных скважин.
В скважину одновременно закачивают 20 - 25 м3 0,5%-ного раствора ПАА и такой же объем 25%-ного раствора ЩСПК. После двухчасовой выдержки, необходимой для гидролиза полиакриламида, в пласт закачивают 10%-ный раствор сернокислого алюминия. Раствор продавливают 10 м3 воды и после этого в пласт закачивают 20 - 30 м2 10%-ного раствора хлорида кальция.
Затем нагнетают вытесняющий агент, в качестве которого используют воду или водный раствор неионогенного или анионактивного ПАВ.
Для осуществления технологии используют стандартное оборудование. Закачку реагентов можно проводить циклами 1. Каждый последующий цикл аналогичен первому циклу.
Оптимальный объем закачки указанных растворов определяется по общепринятым методикам, исходя из физико-химических и геологических особенностей пласта, и может составлять 40 - 200 м3.
Предлагаемый способ позволяет повысить нефтеотдачу пласта, неоднородного по геологическому строению на поздней стадии разработки, за счет выравнивания профиля приемистости с последующим щелочным воздействием.
Формула изобретения: 1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку в пласт через нагнетательную скважину водного раствора соли многовалентного металла, водного раствора щелочи с последующим нагнетанием вытесняющего агента, отличающийся тем, что перед закачкой водного раствора соли многовалентного металла в пласт закачивают одновременно полимерный раствор и водный раствор щелочи, а перед нагнетанием вытесняющего агента в пласт дополнительно закачивают водный раствор хлористого кальция.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве водного раствора соли многовалентного металла используют водный раствор сернокислого алюминия.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве полимерного раствора используют водорастворимые полимеры полиакриламид или карбоксиметилцеллюлозу.
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве водного раствора щелочи используют соду каустическую, или кальцинированную, или водный раствор щелочного стока производства капролактама.