RU2347896C1 - Способ разработки нефтяного месторождения - Google Patents
Способ разработки нефтяного месторождения Download PDFInfo
- Publication number
- RU2347896C1 RU2347896C1 RU2007129307/03A RU2007129307A RU2347896C1 RU 2347896 C1 RU2347896 C1 RU 2347896C1 RU 2007129307/03 A RU2007129307/03 A RU 2007129307/03A RU 2007129307 A RU2007129307 A RU 2007129307A RU 2347896 C1 RU2347896 C1 RU 2347896C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- sialit
- biopolymer
- water
- increasing
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 23
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 claims abstract description 23
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 17
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 17
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims abstract description 16
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 claims abstract description 15
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 15
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 15
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 15
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 9H-xanthene Chemical compound C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 13
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 claims abstract description 13
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 10
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 27
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 13
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract description 9
- 238000001914 filtration Methods 0.000 abstract description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000010408 sweeping Methods 0.000 abstract 1
- 239000011800 void material Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 9
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 4
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 4
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 3
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 3
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 3
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 3
- 229920002444 Exopolysaccharide Polymers 0.000 description 2
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 2
- 241000589149 Azotobacter vinelandii Species 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 239000003963 antioxidant agent Substances 0.000 description 1
- 230000003078 antioxidant effect Effects 0.000 description 1
- 230000003115 biocidal effect Effects 0.000 description 1
- 239000003139 biocide Substances 0.000 description 1
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 1
- 238000004900 laundering Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 231100000252 nontoxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000003000 nontoxic effect Effects 0.000 description 1
- 238000006864 oxidative decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 239000004848 polyfunctional curative Substances 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 1
Landscapes
- Colloid Chemistry (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородных пластов нефтяных месторождений. Технический результат - повышение эффективности разработки нефтяного месторождения за счет увеличения степени снижения проницаемости водопромытых участков пласта, увеличения фильтрационного сопротивления для вытесняющей воды, увеличения степени нефтевытеснения из низкопроницаемых зон пласта, увеличение охвата запасов нефти заводнением. В способе разработки нефтяного месторождения, включающем закачку в пласт через нагнетательную скважину биополимерной гелеобразующей композиции и добычу нефти через добывающую скважину, в качестве биополимерной гелеобразующей композиции используют биополимер ксантанового типа БЖК и коллоидный силикат натрия Сиалит 30-40, или Сиалит 30-50, или гидратированный силикат натрия Сиалит 60-3 при соотношении от 1:1 до 1:1,5, причем указанную композицию закачивают между оторочками пресной воды в суммарном объеме 0,3 порового объема пласта. 1 табл.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородных пластов нефтяных месторождений.
Известны способы разработки нефтяных пластов, основанные на использовании силикатно-щелочных реагентов и водорастворимых полимеров (Е.Н.Сафонов, Р.Х.Алмаев. «Методы извлечения остаточной нефти на месторождениях Башкортостана» - РИЦ АНК Башнефть, 1997, с.71-181). Недостатком известных способов является малая эффективность применения.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому способу является «Способ повышения нефтеотдачи нефтяной залежи», включающий закачку в пласт через нагнетательную скважину биополимерной гелеобразующей композиции, состоящей из водного раствора крахмала и экзополисахарида, продуцируемого штаммом Azotobacter vinelandii ФУ-1, ВКПМ В5933 в виде культуральной жидкости (Пат. РФ 2223396, Е21В 43/22, 2004).
Недостатком известного способа является невысокая эффективность снижения проницаемости обводненных пропластков и повышения охвата пласта заводнением.
Задачей предлагаемого способа является повышение эффективности разработки нефтяного месторождения за счет увеличения степени снижения проницаемости водопромытых участков пласта, увеличения фильтрационного сопротивления для вытесняющей воды, увеличения степени нефтевытеснения из низкопроницаемых зон пласта, увеличение охвата запасов нефти заводнением.
Поставленная задача достигается тем, что в способе разработки нефтяного месторождения, включающем закачку в пласт через нагнетательную скважину биополимерной гелеобразующей композиции и добычу нефти через добывающую скважину, согласно изобретению в качестве биополимерной гелеобразующей композиции используют биополимер ксантанового типа БЖК и коллоидный силикат натрия Сиалит 30-40, или биополимер ксантанового типа БЖК и коллоидный силикат натрия Сиалит 30-50, или биополимер ксантанового типа БЖК и гидратированный силикат натрия Сиалит 60-3, при соотношении от 1:1 до 1:1,5, причем гелеобразующую композицию закачивают между оторочками пресной воды в суммарном объеме 0,3 п.о. пласта.
Повышение эффективности способа разработки нефтяного месторождения под воздействием гелеобразующей композиции, состоящей из биополимера, Сиалита и поливалентных катионов минерализованной воды достигается за счет перераспределения закачиваемых по пласту потоков воды в результате повышения фильтрационного сопротивления, возникающего за счет образования коллоидных гелевых осадков, стабилизированных молекулами биополимера, придающих им псевдопластическую реологию и суспендирующие свойства. Кроме того, полученные коллоидные гели отличаются высокой стабильностью к рН среды (рН 2-11) и скоростям сдвига.
Биополимер жидкий ксантанового типа, БЖК по ТУ 2458-002-50635131-2003 изм. п.1-4, представляет собой сложную систему на водной основе, содержащую биополимер ксантанового типа и ряд добавок:
- биоцид - стабилизатор биоактивности продукта;
- антиоксидант - ингибитор окислительного разложения;
- смесь неионогенных поверхностно-активных веществ - упрочнитель полимерного геля, нефтеотмывающая добавка.
БЖК относится к малоопасным веществам (4 класс опасности по ГОСТ 12.1.007.87).
Коллоидный силикат натрия марки Сиалит 30-40, Сиалит 30-50 выпускается по ТУ 2145-001-43811938-97, представляет собой жидкость без примесей и включений. Силикатный модуль 45-55 по ГОСТ 13078-81. Коллоидный силикат натрия относится к 3-ему классу опасности.
Гидратированный силикат натрия марки Сиалит 60-3 выпускается по ТУ 2145-004-43811938-99, представляет собой порошок от светло-серого до темно-серого цвета. Силикатный модуль 2,3-3,5.
Эффективность данного способа определялась по известной методике (ОСТ 39-195-88. Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях. Миннефтепром, М.), экспериментально по изменению подвижности воды до и после закачки оторочки гелеобразующей композиции и коэффициенту нефтевытеснения остаточной нефти.
Пример 1. Сопоставительные эксперименты выполнялись при вытеснении остаточной нефти из модели пласта длиной 40 см, диаметром 2,9 см, представленной дезинтегрированным песчаником с проницаемостью 0,98-1,15 мкм2. В модели создают связанную воду, насыщают подготовленную модель пористой среды нефтью вязкостью 17,3 мПа·с. При горизонтальном положении из модели пласта вытесняют нефть закачиваемой минерализованной водой (содержание солей 140 г/л) при объемном расходе 6 см3/ч до стабилизации перепада давления и полной обводненности выходящих из модели пласта проб жидкости. В модель подают оторочку пресной воды, затем оторочку гелеобразующей композиции (ГОК), содержащей биополимер ксантанового типа БЖК и коллоидный силикат натрия Сиалит 30-40, или биополимер ксантанового типа БЖК и коллоидный силикат натрия Сиалит 30-50, или биополимер ксантанового типа БЖК и гидратированный силикат натрия Сиалит 60-3, в соотношении 1:1; 1:0,5; 1:1,5, еще раз оторочку пресной воды и проталкивают минерализованной водой. В результате экспериментов снижение проницаемости составляет в пределах 78,6-92,1%, а прирост коэффициента нефтевытеснения от 11 до 24%. В таблице представлены экспериментальные данные изменения проницаемости и коэффициента нефтевытеснения (опыт 1-3).
Пример 2. По той же методике проводился опыт 4 по вытеснению нефти по прототипу, включающий закачку в пласт оторочки биополимерной гелеобразующей композиции, состоящей из водного раствора крахмала и экзополисахарида и оторочек пресной воды до и после закачки состава. Снижение проницаемости в этом случае 16,5%, а прирост нефтеотдачи 3,0%.
Из данных таблицы видно, что предложенный способ позволяет более эффективно по сравнению с прототипом снижать проницаемость и одновременно увеличить нефтевытеснение остаточной нефти.
Пример конкретного осуществления промысловых испытаний.
Разработку нефтяного месторождения осуществляют в условиях неоднородных терригенных пластов со средней проницаемостью 0,5-1,0 мкм2, пористостью 0,19-0,25 и минерализованными пластовыми водами с суммарным содержанием солей 140-250 г/дм3, глубина залегания нефтеносного пласта составляет 1300 м, толщина - 5 м. Пласт вскрыт одной нагнетательной и одной добывающей скважинами. Приемистость нагнетательной скважины 400 м3/сут. Обводненность добываемой нефти 98%, т.е. месторождение находится в поздней стадии разработки.
Для осуществления способа в пласт через нагнетательную скважину закачивают оторочку пресной воды в объеме 50 м3, затем оторочку 250 м3 гелеобразующего состава биополимера ксантанового типа БЖК и коллоидного силиката натрия (Сиалит 30-40) при соотношении 1:1, затем 100 м3 оторочки пресной воды. Суммарный объем оторочек гелеобразующего состава и создание зон осадка за период разработки составляет 0,3 объема пор пласта. Обработку нагнетательных скважин необходимо проводить один раз в 1-1,5 года после последней обработки.
Отбор нефти производится через добывающую скважину. Для контроля хода разработки рекомендуется наблюдение за приемистостью нагнетательной скважины. В данном случае, после первого года внедрения, приемистость нагнетательной скважины снизилась до 270 м3/сут, давление нагнетания раствора на устье скважины выросло с 138 атм до 155 атм. Это говорит о достоверности предложенного механизма, степени снижения проницаемости водопроводящих пропластков и повышения охвата пласта заводнением при течении через пористую среду закачиваемой минерализованной воды.
Таким образом, предлагаемый способ разработки нефтяных месторождений позволяет по простой доступной технологии проводить с высокой эффективностью обработку призабойной зоны нагнетательных скважин, закачивающих минерализованную воду, с целью снижения проницаемости водопроводящих пропластков и повышения охвата пласта заводнением.
Применяемые реагенты не токсичны. Способ экологически безопасен, не требует дополнительного обустройства нефтяных промыслов и применяется при существующей технологии заводнения путем периодической обработки призабойной зоны скважин в процессе нагнетания минерализованной воды.
| Таблица | ||||||
| Номер опыта | Закачиваемый агент | Объем закачки п.о. | Массовое соотношение БЖК:Сиалит | Изменение проницаемости, % | Коэф. нефтевытеснения, д.е. | Фактор сопротивления |
| 1. | Минерализованная вода Оторочка пресной воды Оторочка ГОК (БЖК:Сиалит 30-40) Оторочка пресной воды Минерализованная вода |
5,0 0,15 0,3 0,15 3,0 |
1:1 | 1,05 0,095 0,198 |
0,58 0,78 |
- 11,0 7,3 |
| 2. | Минерализованная вода Оторочка пресной воды Оторочка ГОК (БЖК:Сиалит 60-3) Оторочка пресной воды Минерализованная вода |
5,0 0,15 0,3 0,15 3,0 |
1:0,5 | 0,98 0,13 0,21 |
0,58 0,69 |
- 7,5 4,7 |
| 3. | Минерализованная вода Оторочка пресной воды Оторочка ГОК (БЖК:Сиалит 30-50) Оторочка пресной воды Минерализованная вода |
5,0 0,15 0,3 0,15 3,5 |
1:1,5 | 1,15 0,07 0,09 |
0,61 0,85 |
- 16,4 12,8 |
| 4. | Минерализованная вода Оторочка пресной воды Оторочка ГОК: крахмал:биополимер (1:1) Оторочка пресной воды Минерализованная вода (прототип) |
5,2 0,15 0,3 0,15 3,1 |
1,09 0,73 0,91 |
0,60 0,63 |
- 1,5 1,2 |
|
Claims (1)
- Способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку в пласт через нагнетательную скважину биополимерной гелеобразующей композиции и добычу нефти через добывающую скважину, отличающийся тем, что в качестве биополимерной гелеобразующей композиции используют биополимер ксантанового типа БЖК и коллоидный силикат натрия Сиалит 30-40 или биополимер ксантанового типа БЖК и коллоидный силикат натрия Сиалит 30-50,или биополимер ксантанового типа БЖК и гидратированный силикат натрия Сиалит 60-3, при соотношении от 1:1 до 1:1,5, причем гелеобразующую композицию закачивают между оторочками пресной воды в суммарном объеме 0,3 п.о. пласта.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007129307/03A RU2347896C1 (ru) | 2007-07-30 | 2007-07-30 | Способ разработки нефтяного месторождения |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007129307/03A RU2347896C1 (ru) | 2007-07-30 | 2007-07-30 | Способ разработки нефтяного месторождения |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2347896C1 true RU2347896C1 (ru) | 2009-02-27 |
Family
ID=40529875
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2007129307/03A RU2347896C1 (ru) | 2007-07-30 | 2007-07-30 | Способ разработки нефтяного месторождения |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2347896C1 (ru) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2431742C1 (ru) * | 2010-04-20 | 2011-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ регулирования проницаемости пласта |
| RU2441146C2 (ru) * | 2009-11-02 | 2012-01-27 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") | Способ разработки нефтяного месторождения |
| RU2459854C1 (ru) * | 2011-03-31 | 2012-08-27 | Рашид Ильдусович Хуснутдинов | Способ получения полимерно-силикатной композиции |
| RU2850026C1 (ru) * | 2025-09-17 | 2025-11-01 | Рашид Ильдусович Хуснутдинов | Полимерно-силикатная композиция для увеличения нефтеотдачи пластов |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4977960A (en) * | 1985-08-20 | 1990-12-18 | Mobil Oil Corporation | Sodium hydroxide treatment of field water in a biopolymer complex |
| RU2136869C1 (ru) * | 1998-07-21 | 1999-09-10 | Акционерная нефтяная компания Башнефть | Способ разработки нефтяного месторождения |
| RU2178069C1 (ru) * | 2000-11-04 | 2002-01-10 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Способ разработки нефтяного месторождения |
| RU2190092C1 (ru) * | 2001-03-27 | 2002-09-27 | ООО НПФ "Промышленные технологии" | Способ разработки водонефтяной залежи |
| RU2213214C1 (ru) * | 2002-09-04 | 2003-09-27 | Пазин Александр Николаевич | Состав для изоляции пластовых вод |
| RU2223396C1 (ru) * | 2002-06-18 | 2004-02-10 | Полищук Александр Михайлович | Способ повышения нефтеотдачи нефтяной залежи |
-
2007
- 2007-07-30 RU RU2007129307/03A patent/RU2347896C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4977960A (en) * | 1985-08-20 | 1990-12-18 | Mobil Oil Corporation | Sodium hydroxide treatment of field water in a biopolymer complex |
| RU2136869C1 (ru) * | 1998-07-21 | 1999-09-10 | Акционерная нефтяная компания Башнефть | Способ разработки нефтяного месторождения |
| RU2178069C1 (ru) * | 2000-11-04 | 2002-01-10 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Способ разработки нефтяного месторождения |
| RU2190092C1 (ru) * | 2001-03-27 | 2002-09-27 | ООО НПФ "Промышленные технологии" | Способ разработки водонефтяной залежи |
| RU2223396C1 (ru) * | 2002-06-18 | 2004-02-10 | Полищук Александр Михайлович | Способ повышения нефтеотдачи нефтяной залежи |
| RU2213214C1 (ru) * | 2002-09-04 | 2003-09-27 | Пазин Александр Николаевич | Состав для изоляции пластовых вод |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2441146C2 (ru) * | 2009-11-02 | 2012-01-27 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") | Способ разработки нефтяного месторождения |
| RU2431742C1 (ru) * | 2010-04-20 | 2011-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ регулирования проницаемости пласта |
| RU2459854C1 (ru) * | 2011-03-31 | 2012-08-27 | Рашид Ильдусович Хуснутдинов | Способ получения полимерно-силикатной композиции |
| RU2850026C1 (ru) * | 2025-09-17 | 2025-11-01 | Рашид Ильдусович Хуснутдинов | Полимерно-силикатная композиция для увеличения нефтеотдачи пластов |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Vossoughi | Profile modification using in situ gelation technology—a review | |
| US9879503B2 (en) | Methods of treating long-interval and high-contrast permeability subterranean formations with diverting fluids | |
| CA2959311C (en) | Surfactant selection methods for wetting alteration in subterranean formations | |
| RU2086757C1 (ru) | Способ добычи нефти | |
| CN103384711A (zh) | 由具有高油藏温度的矿物油藏中开采矿物油的方法 | |
| RU2089723C1 (ru) | Способ разработки нефтяных месторождений | |
| RU2347896C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| Leonhardt et al. | From flask to field–The long road to development of a new polymer | |
| RU2136869C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| US20160333261A1 (en) | Enhanced subterranean treatment fluids in ionic water or seawater | |
| RU2529975C1 (ru) | Состав многофункционального реагента для физико-химических медотов увеличения нефтеотдачи (мун) | |
| RU2475635C1 (ru) | Способ разработки обводненной нефтяной залежи | |
| GB2442002A (en) | Method of improving recovery from hydrocarbon reservoirs | |
| RU2347899C1 (ru) | Способ разработки водонефтенасыщенных пластов заводнением | |
| RU2451168C1 (ru) | Способ регулирования фронта заводнения нефтяных пластов | |
| RU2178069C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| RU2314331C1 (ru) | Жидкость для глушения скважин без твердой фазы | |
| RU2644365C1 (ru) | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта | |
| RU2117144C1 (ru) | Способ извлечения остаточной нефти | |
| RU2361898C1 (ru) | Состав для регулирования проницаемости водопромытых интервалов нефтяного пласта | |
| RU2307240C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| RU2382187C1 (ru) | Способ разработки неоднородных нефтяных пластов | |
| CN104533360B (zh) | 聚合物驱对应油井上预防聚窜的方法及所用处理剂 | |
| US11739620B1 (en) | Methodology to improve the efficiency of gravity drainage CO2 gas injection processes | |
| RU2757456C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта, насыщенного углеводородами с остаточной высокоминерализованной поровой водой |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20100731 |