RU2290504C1 - Способ регулирования фронта заводнения нефтяных пластов - Google Patents
Способ регулирования фронта заводнения нефтяных пластов Download PDFInfo
- Publication number
- RU2290504C1 RU2290504C1 RU2005124123/03A RU2005124123A RU2290504C1 RU 2290504 C1 RU2290504 C1 RU 2290504C1 RU 2005124123/03 A RU2005124123/03 A RU 2005124123/03A RU 2005124123 A RU2005124123 A RU 2005124123A RU 2290504 C1 RU2290504 C1 RU 2290504C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- oil
- water
- pressure
- well
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 24
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title abstract description 23
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 title abstract description 23
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 56
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 35
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 20
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 claims abstract description 17
- 229920000126 latex Polymers 0.000 claims abstract description 17
- 239000004816 latex Substances 0.000 claims abstract description 17
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 16
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract description 14
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims abstract description 12
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 48
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 48
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims description 6
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 5
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 8
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 abstract description 6
- 238000002955 isolation Methods 0.000 abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 abstract 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 27
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 15
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 12
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 12
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 9
- 235000019353 potassium silicate Nutrition 0.000 description 8
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 6
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 5
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 5
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 5
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 4
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 4
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- 229920003086 cellulose ether Polymers 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 2
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 2
- TVEXGJYMHHTVKP-UHFFFAOYSA-N 6-oxabicyclo[3.2.1]oct-3-en-7-one Chemical compound C1C2C(=O)OC1C=CC2 TVEXGJYMHHTVKP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 229920003090 carboxymethyl hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 1
- 230000015271 coagulation Effects 0.000 description 1
- 238000005345 coagulation Methods 0.000 description 1
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 description 1
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 1
- 230000007717 exclusion Effects 0.000 description 1
- 230000004927 fusion Effects 0.000 description 1
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- RMAQACBXLXPBSY-UHFFFAOYSA-N silicic acid Chemical compound O[Si](O)(O)O RMAQACBXLXPBSY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 235000019351 sodium silicates Nutrition 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 1
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки обводненной нефтяной залежи, и может найти применение при повышении нефтеотдачи неоднородных по проницаемости и трещиноватых пластов. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи пластов за счет повышения эффективности изоляции вод в трещиноватых и неоднородных пластах созданием прочного гидроэкрана, позволяющего отключить из разработки обводненные зоны и подключить нефтенасыщенные, ранее не задействованные зоны последующим заводнением. В способе регулирования фронта заводнения нефтяных пластов, включающем остановку, по крайней мере, одной нагнетательной скважины и проведение технологической выдержки для восстановления в призабойной зоне скважины текущего пластового давления с последующей закачкой оторочек ограничивающего фильтрацию состава, при повышении давления закачки и изменении концентрации состава в каждой оторочке, указанный состав получают смешением композиции, содержащей, мас.%: полимер 0,005-2,0, силикат натрия 0,1-10,0, латекс 0,01-15,0, пресная вода остальное, и минерализованной воды при соотношении объемов, изменяющемся в пределах 1:1-1:30, а давление закачки повышают не менее чем на 1%, не превышая предельно допустимого для каждой отдельно взятой скважины. 1 табл.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки обводненной нефтяной залежи, и может найти применение при повышении нефтеотдачи неоднородных по проницаемости и трещиноватых пластов.
Известен способ регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта (патент РФ №2194158, МПК Е 21 В 43/22, 10.12.2002). По способу последовательно закачивают в зону изоляции пресную воду и раствор, содержащий жидкое стекло (в пересчете на силикат натрия) 0,1-10,0%, латекс (в пересчете на сухое вещество) 0,01-10,0%, воду остальное, пресную воду и раствор продавливают сточной водой в пласт с выдержкой в течение 24 часов. Предлагаемый способ обеспечивает селективное регулирование (снижение) проницаемости неоднородного пласта за счет образования латексно-силикатных комплексов. Однако известный способ недостаточно эффективен.
Наиболее близким по технической сущности является способ регулирования фронта заводнения нефтяных пластов, включающий остановку, по крайней мере, одной нагнетательной скважины и проведение технологической выдержки для восстановления в призабойной зоне скважины текущего пластового давления с последующей закачкой оторочек ограничивающего фильтрацию состава в виде водного раствора полимера и силиката натрия при изменении давления закачки и изменении концентрации состава в каждой оторочке (патент РФ №2146002, МПК Е 21 В 43/22, 43/32, 27.02.2000). Водные растворы полимера и силиката натрия смешивают с водой, имеющей минерализацию 15-180 г/л. Смесь закачивают оторочками с возрастанием давления закачки на 0,5 МПа и более. Количество водорастворимого полимера уменьшают в пределах от 0,1 до 0,001 мас.%, а количество силиката натрия - в пределах от 10 до 0,1 мас.%, минерализованная вода составляет остальное количество до 100 мас.%. В продуктивном пласте закачиваемая смесь фильтруется в высокопроницаемые обводненные зоны, в которых намывается в виде тампонов, отключающих от разработки эти зоны. В результате подключаются в разработку ранее незадействованные вытеснением зоны, что приводит к увеличению нефтеотдачи пластов. В качестве водорастворимого полимера используют полиакриламид или эфиры целлюлозы. Недостатком способа является то, что при осаждении из водных растворов силиката натрия в присутствии минерализованной воды образуются аморфные силикаты натрия, которые в виде коллоидной системы закачиваются в скважину и намываются в высокопроницаемых зонах, однако прочность таких пробок низкая, и они быстро вымываются при последующем заводнении, что приводит к кратковременной эффективности способа. В результате нефтеотдача пластов остается невысокой.
Техническим результатом изобретения является повышение нефтеотдачи пластов за счет повышения эффективности изоляции вод в трещиноватых и неоднородных пластах созданием прочного гидроэкрана, позволяющего отключить из разработки обводненные зоны и подключить нефтенасыщенные, ранее не задействованные зоны последующим заводнением.
В способе регулирования фронта заводнения нефтяных пластов, включающем остановку, по крайней мере, одной нагнетательной скважины и проведение технологической выдержки для восстановления в призабойной зоне скважины текущего пластового давления с последующей закачкой оторочек ограничивающего фильтрацию состава, содержащего полимер, силикат натрия, пресную и минерализованную воду, при повышении давления закачки и изменении концентрации состава в каждой оторочке, ограничивающий фильтрацию состав дополнительно содержит латекс, причем указанный состав получают смешением композиции, содержащей, мас.%:
| Полимер | 0,005-2,0 |
| Силикат натрия | 0,1-10,0 |
| Латекс | 0,01-15,0 |
| Пресная вода | остальное |
и минерализованной воды при соотношении объемов, изменяющемся в пределах 1:1-1:30, а давление закачки повышают не менее чем на 1%, не превышая предельно допустимого для каждой отдельно взятой скважины.
При разработке нефтяных залежей высокопроницаемые нефтяные пласты быстро обводняются и рабочий агент не совершает полезной работы, в результате остаются неохваченными воздействием значительные запасы нефти. Предлагаемый способ решает задачу повышения выработки пластов.
Сущность предложения
Определяют контур обводненности участка с нагнетательными скважинами и гидродинамически связанными с ними обводненными добывающими скважинами. Анализируют фактическую приемистость нагнетательной скважины, геолого-физические свойства пластов и физико-химические свойства пластовых флюидов. Анализируют показатели разработки участка. Выбирают и останавливают одну или несколько нагнетательных скважин до снижения пластового давления не менее чем на 3% при активно работающих добывающих скважинах, что предопределяет продавку дисперсной системы в высокопроницаемые обводненные зоны по гидродинамическим зонам между скважинами. По показателям разработки участка рассчитывают необходимый для закачки объем ограничивающего фильтрацию состава в виде дисперсной системы.
В наземных условиях непосредственно перед закачкой готовят ограничивающий фильтрацию состав. При этом в разбавленный раствор латекса вводят разбавленный раствор силиката натрия, затем добавляют раствор полимера или одновременно смешивают водные растворы исходных компонентов. В полученной композиции жидкое стекло способствует образованию комплексов латекса и не дает возможности мгновенно образовывать из латекса монолитный кусок сырой резины при контакте композиции с минерализованной водой, а раствор полимера увеличивает вязкость композиции и создает условия для достаточного времени закачки композиции в виде нерасслаивающейся дисперсной системы. Полученную композицию вводят в поток минерализованной воды, подаваемой под давлением при соотношении 1:(1-30), в результате происходит коагуляция (образование вязкоупругой системы) композиции, которая обладает стабильностью, достаточной для осуществления процесса подачи ее в эжектор. В эжекторе происходит дробление композиции на мелкие частицы, в результате образуется ограничивающий фильтрацию состав в виде дисперсной системы, где дисперсионная фаза - раздробленный на мелкие частицы коагулят композиции, а дисперсная среда - минерализованная вода с минерализацией выше 15 г/л. Свойства дисперсионной фазы можно регулировать от вязкопластичных до вязкоупругих путем изменения концентрации компонентов в системе в основном латекса. Дисперсная система подается в емкость, из которой закачивается насосным агрегатом в насосно-компрессорные трубы и продавливается в пласт. Ограничивающий фильтрацию состав в виде дисперсной системы закачивают оторочками (не менее одной) с изменяющимся давлением закачки не менее чем на 1% относительно начального и непревышающего предельно допустимого для каждой отдельно взятой скважины. При этом изменяют давление с изменением соотношения объемов композиции (дисперсионной фазы) к минерализованной воде от 1:1 до 1:30. В процессе закачки состава в скважину эластичные частицы проникают в поры неоднородных по проницаемости и трещиноватых пластов, деформируются и приобретают любые размеры согласно формы пор породы за счет слияния частиц дисперсной системы, образуя прочный гидроэкран, представляющий собой сплошную вязкую массу в виде тампона, и отключают из разработки эти участки. При достижении предельно допустимого давления закачки дисперсной системы для каждой скважины (при ограничении давления закачки без пакера) и при наличии пакера, не достигнув давления гидроразрыва пласта выше 95%, концентрацию дисперсной системы постепенно снижают, поддерживая достигнутое постоянное давление закачки. При закачке ограничивающего фильтрацию состава в виде дисперсной системы должен соблюдаться режим медленного роста давления. Наилучшими условиями при закачке является тот факт, что продавка дисперсной системы в пласт должна производиться при минимальных давлениях, характерных для каждой индивидуально взятой скважины, чтобы она фильтровалась только в высокопроницаемые обводненные зоны.
Если рост давления при закачке дисперсии не наблюдается при заданной постоянной концентрации дисперсии, то необходимо постепенно повышать ее концентрацию с учетом вышеизложенного. Достигнув предельно допустимого давления закачки дисперсной системы, следует заменить ее на воду и при возможно высоких давлениях продавить дисперсию в пласт до снижения давления. Возможно резкое уменьшение давления закачки, что предопределяет возобновление закачки системы в пласт. Таких оторочек может быть от одной до нескольких. Ограничением является незначительное снижение давления при продавке системы водой. Затем подключают остановленные скважины в общий процесс разработки с последующей закачкой рабочего агента.
В результате повышается качество дисперсной системы, обеспечивается проникновение и образование сплошной вязкой массы во всем объеме в неоднородных и трещиноватых пластах, позволяющей отключить из разработки обводненные зоны и подключить нефтенасыщенные, ранее не задействованные зоны последующим заводнением, что приводит к повышению нефтеотдачи продуктивных пластов.
Анализ известных аналогичных решений позволяет сделать вывод об отсутствии признаков, сходных с отличительными признаками в заявляемом способе, и соответствии заявляемого решения критериям изобретения "новизна" и "изобретательский уровень".
В способе используют исходные компоненты:
- латекс (разбавляют пресной водой от 0,5 до 20,0%);
- полимер (полиакриламид или эфиры целлюлозы, например карбоксиметилцеллюлоза или оксиэтилцеллюлоза, растворяют в пресной воде с концентрацией от 0,1 до 2,0%);
- силикат натрия (жидкое стекло по ГОСТу 13078-81, ТУ 2145-015-13002578-94, ТУ 2145-014-13002578-94 и др., разбавляют пресной водой от 1,0 до 20,0%).
Пример конкретного выполнения.
Пример 1 (прототип). Нефтяная залежь со следующими характеристиками: глубина залегания 1700-1900 м, мощность пластов 3-6 м, пластовое давление 15 МПа, пластовая температура 36°С, пористость 18-22%, проницаемость 0,3-0,8 мкм2, плотность нефти в поверхностных условиях 0,8 г/см3, вязкость нефти в поверхностных условиях 5 мПа·с. Отбирают нефть через 100 добывающих скважин и закачивают рабочий агент через 30 нагнетательных скважин. Для осуществления способа выбрали одну нагнетательную скважину с приемистостью 380 м3/сутки при давлении 6 МПа. Толщина пластов 4,6 м (два пропластка).
Скважину останавливают на 6 суток, промывают, спускают насосно-компрессорные трубы. Готовят раствор полимера с концентрацией 0,375% и раствор силиката натрия с концентрацией 20%, минерализованная вода с минерализацией 100 г/л.
Смесь раствора полимера и силиката натрия закачивают двумя оторочками в объеме по 1000 м3, переход от одной оторочки к другой осуществляют с возрастанием давления закачки на 0,5 МПа. В каждой последующей оторочке уменьшают количество полимера от 0,1 до 0,07% и силиката натрия от 8 до 1%. Общая приемистость скважины после закачки смеси компонентов составила 250 м3/сутки при давлении 7,0 МПа. Результаты исследований показали, что произошло перераспределение закачиваемой воды по пластам. В результате работ обводненность близлежащих добывающих скважин снизилась на 3-5%, дополнительная добыча нефти по участку за время проявления эффективности изоляции составила 600 т.
Пример 2 (предлагаемый способ). В качестве объекта опытно-промышленных работ был выбран участок с двумя нагнетательными скважинами и 10 добывающими скважинами. Отбор нефти ведется через добывающие скважины, а закачка рабочего агента через нагнетательные скважины.
Пласты представлены терригенными коллекторами, проницаемостью 0,89 мкм2, нефтенасыщенностью 84,4%, пористостью 22%, нефтенасыщенная толщина 5,0-6,3 м. Среднесуточный дебит нефти на 1 добывающую скважину 2,6 т (0,2-9,8), средняя обводненность добываемой жидкости 90% (от 60 до 99). Плотность закачиваемой в скважину воды 1,1 г/см3. Приемистость нагнетательных скважин: 380 м3/сут при давлении 6,0 МПа и 240 м3/сутки при давлении 5,0 МПа. Пластовое давление в районе нагнетательных скважин составляет 19,1 и 18,9 МПа. Скважины останавливают для снижения пластового давления до 16,8 (12%) и 18,1 (4,2%) МПа. Для первой нагнетательной скважины, согласно анализу разработки участка, рекомендовано приготовить композицию в объеме 36 м3. В нагнетательную скважину закачивают оторочками 456 м3 ограничивающий фильтрацию состав в виде дисперсной системы. При этом израсходовали 420 м3 минерализованной воды, содержащей 148 г/л солей. Для приготовления ограничивающего фильтрацию состава использовали:
Латекс марки СКС-65 ГП (ГОСТ 10564-75, 47% раствор) в количестве 3,6 т (7,66 м3);
Полиакриламид марки Alcoflood 1175A в количестве 0,072 т;
Силикат натрия (жидкое стекло ГОСТ 13078-81) в количестве 7,9 т (5,8 м3).
Латекс в объеме 7,66 м3 при перемешивании разбавляют пресной водой до 21 м3. Готовят раствор полиакриламида (ПАА) в количестве 9 м3 (0,072 т ПАА растворяют при перемешивании в 9 м3 пресной воды). Жидкое стекло в объеме 5,8 м3 разбавляют пресной водой до 6 м3.
Разбавленные растворы латекса, полиакриламида и жидкого стекла сливают в один поток в соотношении 7:3:2 с образованием композиции, которую постоянно подают в поток минерализованной воды и далее в эжектор. Композиция в минерализованной воде коагулирует с образованием дисперсных частиц. Получают 36 м3 композиции с концентрацией латекса 10,0%, полиакриламида 0,2% и жидкого стекла (по содержанию гидроокиси кремния) 5,0%.
В нагнетательную скважину закачивают три оторочки состава при увеличении давления закачки от 16 до 50% с уменьшающейся концентрацией дисперсионной фазы к минерализованной воде от 1:6 до 1:18.
Первая оторочка в объеме 84 м содержала 12 м композиции и 72 м минерализованной воды (1:6). При закачке первой оторочки давление закачки увеличилось с 6,0 до 7,0 МПа. Допустимое давление на эксплуатационную колонну было ограничено до 9,0 МПа, поэтому во второй оторочке концентрация дисперсионной фазы была уменьшена.
Вторая оторочка в объеме 144 м3 содержала 12 м3 композиции и 132 м3 минерализованой воды (1:11). При закачке второй оторочки давление нагнетания увеличилось до 8,0 МПа.
Третья оторочка в объеме в 228 м3 содержала 12 м3 композиции и 216 м3 минерализованной воды (1:18). При закачке третьей композиции в скважину и продавке ее в пласт давление достигло 9,0 МПа, которое предопределило окончание воздействия и продавку состава в пласт водой в объеме 20 м3 с последующим возобновлением заводнения. Концентрация дисперсионной фазы в дисперсной системе уменьшалась в каждой оторочке соответственно: 14,3%, 8,3%, 5,3% (от 1:6 до 1:18).
Приемистость скважины уменьшилась до 200 м3/сут при давлении 9,0 МПа.
Одновременно или последовательно проводят внедрение способа во вторую нагнетательную скважину с использованием тех же исходных компонентов, но с другой концентрацией. Ограничивающий фильтрацию состав делят на 4 оторочки. Концентрация в композиции латекса составила 15%, жидкого стекла 2%, плиакриламида 0,005%. Объем закачанного ограничивающего фильтрацию состава в виде дисперсной системы составил 480 м3, содержащей 40 м3 композиции. Концентрация дисперсионной фазы в дисперсной среде уменьшалась соответственно: 16,7%, 9,1%, 6,25%, 5,3%. Соотношение объемов композиции (дисперсионной фазы) к минерализованной воде составило от 1:5 до 1:18. Давление при закачке в скважину и продавке в пласт ограничивающего фильтрацию состава в виде дисперсной системы увеличивают с 5,0 до 9,5 МПа, то есть от 20 до 90%
(В таблице участок 1).
Результаты исследований показали перераспределение фронта заводнения по пластам с подключением в работу нефтенасыщенных зон, ранее не задействованных заводнением. В результате получено дополнительно 9600 т нефти за счет снижения обводненности добываемой жидкости путем изоляции притока вод в неоднородных пластах созданием прочного гидроэкрана, позволяющего отключить из разработки обводненные зоны.
В таблице приведены результаты опытных работ предлагаемого способа на семи участках. Из таблицы видно, что при закачке каждой оторочки состава в виде дисперсионной системы в нагнетательную скважину происходит повышение давления закачки, что предопределяет исключение из работы обводненных высокопроницаемых зон. Дополнительная добыча нефти получена за счет подключения в разработку ранее незадействованных нефтенасыщенных пропластков.
Применение предлагаемого способа позволит повысить нефтеотдачу за счет регулирования фронта заводнения нефтяных пластов в различных геолого-физических условиях их залегания как при очаговом, так и при площадном заводнении.
| Таблица | |||||||||||||
| Номер участка | Количество нагнетательных скважин в участке | Приемистость нагнетательной скважины, м3/сут/ при давлении МПа до(после) | Композиция, мас.% | Технологический режим закачки ограничивающего фильтрацию состава в виде дисперсной системы | Дополнительная добыча нефти, т | ||||||||
| Латекс марки | Силикат натрия | Полимер | Пресная вода | Номер оторочки | Объем композиции/минерализованной воды, м3 | Соотношение объемов композиции к минерализованной воде | Изменение давления, МПа начальное/конечное | ||||||
| СКС-65ГП | ДВХБ-70 | ПАА | ОЭЦ | ||||||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 |
| 1 | 2 | 380/6,0 (240/9,0) | 10,0 | 5,0 | 0,2 | - | 84,8 | Первая | 12/72 | 1:6 | 6,0/7,0 | 9600 | |
| 10,0 | 5,0 | 0,2 | - | 84,8 | Вторая | 12/132 | 1:11 | 7,0/8,0 | |||||
| 10,0 | 5,0 | 0,2 | - | 84,8 | Третья | 12/216 | 1:18 | 8,0/9,0 | |||||
| 10,0 | 5,0 | 0,2 | - | 84,8 | 36/420 | 6,0/9,0 | |||||||
| 240/5,0 (200/8,0) | 15,0 | 2,0 | 0,005 | - | 82,995 | Первая | 10/50 | 1:5 | 5,0/6,0 (20) | ||||
| 15,0 | 2,0 | 0,005 | - | 82,995 | Вторая | 10/100 | 1:10 | 6,0/7,0 | |||||
| 15,0 | 2,0 | 0,005 | - | 82,995 | Третья | 10/150 | 1:15 | 7,0/8,0 | |||||
| 15,0 | 2,0 | 0,005 | - | 82,995 | Четвертая | 10/180 | 1:18 | 8,0/9,5 | |||||
| 15,0 | 2,0 | 0,005 | - | 82,995 | 40/480 | 5,0/9,5 | |||||||
| 2 | 1 | 300/9,0 (210/12,0) | 5,0 | 1,0 | 0,05 | - | 93,95 | Первая | 20/200 | 1:10 | 6,0/9,0 | 3900 | |
| 5,0 | 1,0 | 0,05 | - | 93,95 | Вторая | 20/300 | 1:15 | 9,0/11,5 | |||||
| 5,0 | 1,0 | 0,05 | - | 93,95 | 40/500 | 6,0/11,5 | |||||||
| 3 | 1 | 290/9,0 (200/13,0) | 8,0 | 1,5 | 0,1 | - | 90,4 | Первая | 10/80 | 1:8 | 5,5/6,0 | 650 | |
| 8,0 | 1,5 | 0,1 | - | 90,4 | Вторая | 10/100 | 1:10 | 6,0/7,5 | |||||
| 8,0 | 1,5 | 0,1 | - | 90,4 | Третья | 10/120 | 1:12 | 7,0/8,5 | |||||
| 8,0 | 1,5 | 0,1 | - | 90,4 | Четвертая | 10/135 | 1:13,5 | 8,0/10,0 | |||||
| 8,0 | 1,5 | 0,1 | - | 90,4 | Пятая | 10/150 | 1:15 | 10,0/13,5 | |||||
| 8,0 | 1,5 | 0,1 | - | 90,4 | 50/585 | 5,5/133 | |||||||
| 4 | 1 | 380/7,0 (240/9,0) | 1,0 | 0,1 | 0,05 | - | 98,85 | Первая | 20/100 | 1:5 | 7,0/8,0 | 1100 | |
| 1,0 | 0,1 | 0,05 | - | 98,85 | Вторая | 20/80 | 1:4 | 8,0/9,0 | |||||
| 1,0 | 0,1 | 0,05 | - | 98,85 | Третья | 20/60 | 1:3 | 9,0/9,0 | |||||
| 1,0 | 0,1 | 0,05 | - | 98,85 | 60/240 | 7,0/9,0 | |||||||
| 5 | 300/7,0 (280/11,0) | 0,01 | 10,0 | - | 1,0 | 88,99 | Первая | 20/70 | 1:3,5 | 7,0/9,5 | 900 | ||
| 0,01 | 10,0 | - | 1,0 | 88,99 | Вторая | 15/90 | 1:6 | 9,5/11,0 | |||||
| 0,01 | 10,0 | - | 1,0 | 88,99 | 35/160 | 7,0/11,0 | |||||||
| 6 | 150/13,0 (150/9,0) | 3,0 | 3,0 | - | 2,0 | 92,00 | Первая | 50/50 | 1:1 | 11,0/12,0 | 1300 | ||
| 3,0 | 3,0 | - | 2,0 | 92,00 | Вторая | 40/50 | 1:1,25 | 12,0/13,5 | |||||
| 3,0 | 3,0 | - | 2,0 | 92,00 | Третья | 25/50 | 1:2 | 13,5/15,0 | |||||
| 3,0 | 3,0 | - | 2,0 | 92,00 | 115/150 | 11,0/15,0 | |||||||
| 7 | 1 | 185/5,0 (150/9,5) | 3 | 5,0 | - | 1,0 | 99,00 | Одна | 15/450 | 1:30 | 5,0/9,5 | 800 | |
Claims (1)
- Способ регулирования фронта заводнения нефтяных пластов, включающий остановку, по крайней мере, одной нагнетательной скважины и проведение технологической выдержки для восстановления в призабойной зоне скважины текущего пластового давления с последующей закачкой оторочек ограничивающего фильтрацию состава, содержащего полимер, силикат натрия, пресную и минерализованную воду, при повышении давления закачки и изменении концентрации состава в каждой оторочке, отличающийся тем, что ограничивающий фильтрацию состав дополнительно содержит латекс, причем указанный состав получают смешением композиции, содержащей, мас.%:
Полимер 0,005-2,0 Силикат натрия 0,1-10,0 Латекс 0,01-15,0 Пресная вода Остальное и минерализованной воды при соотношении объемов, изменяющемся в пределах 1:1-1:30, а давление закачки повышают не менее чем на 1%, не превышая предельно допустимого для каждой отдельно взятой скважины.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005124123/03A RU2290504C1 (ru) | 2005-07-28 | 2005-07-28 | Способ регулирования фронта заводнения нефтяных пластов |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005124123/03A RU2290504C1 (ru) | 2005-07-28 | 2005-07-28 | Способ регулирования фронта заводнения нефтяных пластов |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2290504C1 true RU2290504C1 (ru) | 2006-12-27 |
Family
ID=37759836
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2005124123/03A RU2290504C1 (ru) | 2005-07-28 | 2005-07-28 | Способ регулирования фронта заводнения нефтяных пластов |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2290504C1 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2451168C1 (ru) * | 2010-12-17 | 2012-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ регулирования фронта заводнения нефтяных пластов |
| RU2526943C1 (ru) * | 2013-04-16 | 2014-08-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский национальный исследовательский технологический университет" (ФГБОУ ВПО "КНИТУ") | Состав для регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта |
| CN116927732A (zh) * | 2022-04-06 | 2023-10-24 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种水驱前缘刻画方法、装置、设备及介质 |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4332297A (en) * | 1980-08-18 | 1982-06-01 | Union Oil Company Of California | Selectively controlling fluid flow through the higher permeability zones of subterranean reservoirs |
| SU1501597A1 (ru) * | 1987-09-23 | 1991-10-23 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Способ разработки неоднородных по проницаемости нефт ных пластов |
| RU2146002C1 (ru) * | 1999-08-09 | 2000-02-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "ТАТРОЙЛ" | Способ регулирования фронта заводнения нефтяных пластов |
| RU2194158C1 (ru) * | 2002-03-29 | 2002-12-10 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Состав для регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта |
| RU2222669C2 (ru) * | 2001-05-23 | 2004-01-27 | Читинский государственный технический университет | Вибрационный рыхлитель |
-
2005
- 2005-07-28 RU RU2005124123/03A patent/RU2290504C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4332297A (en) * | 1980-08-18 | 1982-06-01 | Union Oil Company Of California | Selectively controlling fluid flow through the higher permeability zones of subterranean reservoirs |
| SU1501597A1 (ru) * | 1987-09-23 | 1991-10-23 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Способ разработки неоднородных по проницаемости нефт ных пластов |
| RU2146002C1 (ru) * | 1999-08-09 | 2000-02-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "ТАТРОЙЛ" | Способ регулирования фронта заводнения нефтяных пластов |
| RU2222669C2 (ru) * | 2001-05-23 | 2004-01-27 | Читинский государственный технический университет | Вибрационный рыхлитель |
| RU2194158C1 (ru) * | 2002-03-29 | 2002-12-10 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Состав для регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2451168C1 (ru) * | 2010-12-17 | 2012-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ регулирования фронта заводнения нефтяных пластов |
| RU2526943C1 (ru) * | 2013-04-16 | 2014-08-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский национальный исследовательский технологический университет" (ФГБОУ ВПО "КНИТУ") | Состав для регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта |
| CN116927732A (zh) * | 2022-04-06 | 2023-10-24 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种水驱前缘刻画方法、装置、设备及介质 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US3747681A (en) | Hydraulic fracturing process using polyethylene oxide based fracturing fluid | |
| CN106837274A (zh) | 一种利用压裂将驱油剂注入油层提高采收率的方法 | |
| RU2136872C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2285785C1 (ru) | Способ регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и способ ограничения водопритока в добывающей скважине | |
| US7032669B2 (en) | Compositions and methods for preventing coagulation of water-in-oil emulsion polymers in aqueous saline well treating fluids | |
| RU2485301C1 (ru) | Способ добычи нефти | |
| RU2146002C1 (ru) | Способ регулирования фронта заводнения нефтяных пластов | |
| RU2290504C1 (ru) | Способ регулирования фронта заводнения нефтяных пластов | |
| RU2185500C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с применением эмульсионной композиции | |
| RU2483202C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта | |
| RU2465446C1 (ru) | Способ добычи нефти в порово-трещиноватых коллекторах, снижающий обводненность продукции скважин | |
| RU2397195C1 (ru) | Гелеобразующие составы для ограничения водопритока в скважину | |
| RU2610961C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приёмистости в нагнетательной скважине | |
| RU2451168C1 (ru) | Способ регулирования фронта заводнения нефтяных пластов | |
| RU2298088C1 (ru) | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта | |
| RU2244812C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта | |
| RU2170817C2 (ru) | Способ вытеснения остаточной нефти | |
| RU2608137C1 (ru) | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта | |
| RU2307240C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| RU2321733C1 (ru) | Способ регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин | |
| RU2127358C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения заводнением | |
| RU2179238C2 (ru) | Способ регулирования разработки нефтяных месторождений заводнением | |
| RU2530007C2 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2168005C2 (ru) | Способ регулирования разработки неоднородной нефтяной залежи | |
| WO2013050364A1 (de) | Verfahren zur förderung von erdöl aus einer unterirdischen lagerstätte |