|
|
больше ...
Термины запроса в документе
Реферат
[RU] Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторождений заводнением. Технический результат - повышение эффективности способа за счет избирательного блокирования промытых водонасыщенных пропластков посредством образования потокоотклоняющего геля, что приводит к перераспределению фильтрационных потоков, увеличению охвата пласта воздействием и извлечению нефти из нефтенасыщенных участков. В способе разработки нефтяного месторождения путем заводнения с выравниванием фронта вытеснения нефти закачкой раствора эфира целлюлозы, образующего гель в обводненных минерализованной водой зонах пласта, закачивают пресноводный раствор эфира целлюлозы, выбранного из группы: метилцеллюлоза, метилгидроксиэтилцеллюлоза, метилгидроксипропилцеллюлоза, при соотношении компонентов, мас.%: эфир целлюлозы - 0,3-1,0, пресная вода - остальное. При этом выбор эфира целлюлозы производят из условия, что температура гелеобразования его раствора в пресной воде выше температуры пласта, а температура гелеобразования его раствора в насыщающей пласт минерализованной воде ниже температуры пласта.
Полный текст патента
(57) Реферат / Формула:
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторождений заводнением. Технический результат - повышение эффективности способа за счет избирательного блокирования промытых водонасыщенных пропластков посредством образования потокоотклоняющего геля, что приводит к перераспределению фильтрационных потоков, увеличению охвата пласта воздействием и извлечению нефти из нефтенасыщенных участков. В способе разработки нефтяного месторождения путем заводнения с выравниванием фронта вытеснения нефти закачкой раствора эфира целлюлозы, образующего гель в обводненных минерализованной водой зонах пласта, закачивают пресноводный раствор эфира целлюлозы, выбранного из группы: метилцеллюлоза, метилгидроксиэтилцеллюлоза, метилгидроксипропилцеллюлоза, при соотношении компонентов, мас.%: эфир целлюлозы - 0,3-1,0, пресная вода - остальное. При этом выбор эфира целлюлозы производят из условия, что температура гелеобразования его раствора в пресной воде выше температуры пласта, а температура гелеобразования его раствора в насыщающей пласт минерализованной воде ниже температуры пласта.
МПК Е21В 43/22, С09К 8/58 Способ разработки нефтяного месторождения
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к способам разработки нефтяных месторождений заводнением, в которых для перераспределения фильтрационных потоков в пласте и выравнивания фронта вытеснения нефти используют составы, образующие в высокопроницаемых пропластках закупоривающие гели, препятствующие прорыву воды. В результате увеличивается охват пласта заводнением, что приводит к повышению нефтеотдачи.
Известен состав для повышения нефтеотдачи [1], который при нагнетании в пласт образует гель, предотвращающий прорывы воды в более проницаемые пропластки. Состав включает эфиры целлюлозы (ЭЦ) - метилцеллюлозу (МЦ) или метилоксипропилцеллюлозу, растворенные в пресной или минерализованной воде, и, по крайней мере, один компонент из группы - карбамид, тиомочевина, аммоний роданистый. Недостатками состава являются его многокомпонентность, применение дорогостоящих реагентов (тиомочевина, аммоний роданистый), а также способность состава к гелеобразованию только при температурах свыше 60 °С, что ограничивает возможность обработки пластов с более низкой температурой. Кроме того, состав является малоселективным, температура образования геля, главным образом, зависит от вида и концентрации вводимого в раствор ЭЦ компонента из указанной группы. То есть, при подходящих температурных условиях пласта, закупоривающий гель образуется как в водо-, так и нефтенасыщенных пропластках, что снижает эффективность выравнивания фронта вытеснения нефти. Кроме того, приготовление состава в минерализованной воде трудоемко из-за длительного растворения ЭЦ.
Для ускорения процесса приготовления состава аналогичного назначения на основе МЦ, карбамида и воды (пресной или минерализованной) в него предложено вводить полярный органический
растворитель МЦ - ацетон, метанол, этанол или изопропанол [2]. Однако это усложняет приготовление, так как необходимо сначала получить водный раствор карбамида, потом ввести в него органический растворитель и после этого МЦ. Кроме того, использование при приготовлении состава горючих органических растворителей обусловливает пожароопасность процесса (ацетон и низшие спирты относятся к легковоспламеняющимся жидкостям).
Известный состав для повышения нефтеотдачи пластов [3] также является многокомпонентным, содержит карбамид, хлорид алюминия, МЦ и воду. Структурообразование начинается при нагревании состава до 60 °С за счет снижения растворимости МЦ и фазового перехода раствора полимера в гель. При более высоких температурах (70 °С и выше) гель упрочняется, так как происходит гидролиз карбамида, что приводит к увеличению рН раствора и формированию гелевых частиц гидроксида алюминия. Однако этот состав не может образовывать гели при температурах ниже 60 °С и поэтому не пригоден для обработки залежей с низкой пластовой температурой. Кроме того, нагнетание состава в карбонатные пласты может быть затруднено вследствие взаимодействия хлорида алюминия с карбонатной породой и образования в призабойной зоне нагнетательной скважины геля гидроксида алюминия, что существенно ограничивает область применения данного состава.
Известен способ разработки нефтяного месторождения путем регулирования процесса заводнения [4], в котором для ограничения водопритоков в высоконеоднородных пластах с температурой 50-200 °С используют гелеобразующий состав на основе водного раствора МЦ с добавками карбамида и/или роданида аммония, калия или натрия. Этим составом воздействуют на пласт комплексно - как через нагнетательную скважину, так и добывающие скважины, гидродинамически связанные с нагнетательной. Причем, со стороны нагнетательной скважины состав продвигают в пласт водой, закрывают скважину до гелеобразования, а
затем подключают ее к нагнетанию. После закачки оторочек состава в добывающие скважины, их продвигают в пласт нефтью, закрывают скважины до гелеобразования, после чего запускают в работу. Этот способ позволяет повысить селективность состава с тем, чтобы обеспечить его воздействие преимущественно на высокопроницаемые пропластки и увеличить коэффициент охвата заводнением. Однако высокая степень селективности достигается только при обработке добывающих скважин, поскольку состав продавливают в пласт нефтью, что, однако, является дорогостоящей и пожароопасной операцией. При этом предлагаемая технология отличается длительностью и трудоемкостью, так как требует обработки пласта со стороны не только нагнетательной, но и добывающих скважин.
В известном способе регулирования фронта заводнения продуктивного пласта [5] для увеличения нефтеотдачи залежи на пласт воздействуют водной смесью МЦ и глинопорошка. Смесь готовят диспергированием порошков глины и МЦ в пресной воде, которую затем разбавляют пресной или минерализованной водой, используемой при заводнении нефтяных пластов. В процессе нагнетания состава при повышенной температуре пласта или при смешении с пластовой минерализованной водой образуется гель. За счет наличия глинопорошка, состав поступает преимущественно в высокопроницаемые зоны пласта, после чего происходит их закупорка частицами глины и образующимся гелем.
Недостатком способа является присутствие в закачиваемом смеси частиц глины, что ограничивает область его применения только высокопроницаемыми, трещиноватыми пластами. Способ предусматривает постепенное увеличение в нагнетаемой смеси концентрации МЦ и глинопорошка в зависимости от давления закачки. Это существенно усложняет процесс, который требует приготовления и последовательной закачки в пласт составов разной рецептуры и строгого контроля за
режимом, в частности, давлением закачки. Присутствие в составе твердых частиц глинопорошка создает риск потери приемистости нагнетательной скважины вследствие закупорки ими низкопроницаемых каналов при превышении давления нагнетания смеси относительно оптимального значения.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому способу (прототип) является способ разработки нефтяного месторождения [6] путем заводнения пласта с выравниванием фронта вытеснения нефти закачкой раствора МЦ в минерализованной воде хлоркальциевого типа с содержанием солей до 212 г/л, образующего в пласте гель, закупоривающий высокопроницаемые пропластки. По этому способу перед закачкой готовят раствор МЦ в минерализованной воде, который при температуре или несколько ниже температуры пласта превращается в гель. Это дает возможность обрабатывать пласты с температурой ниже 60 °С. В частности, в изобретении приведен пример успешной обработки пласта с температурой 33-36 °С.
Несмотря на простоту способа, он имеет ряд недостатков, связанных с тем, что в пласт нагнетают минерализованный раствор МЦ. Во-первых, способ приготовления раствора является длительным и трудоемким. Сначала получают высококонцентрированный раствор МЦ в пресной воде, для чего водно-полимерную смесь выдерживают 1-2 суток, а затем пресноводный полимерный раствор разбавляют расчетным объемом минерализованной воды с заданными плотностью и содержанием солей. Во-вторых, при нагнетании в пласт состав прогревается до пластовой температуры и образует гель как в водо-, так и нефтенасыщенных пропластках. Вследствие этого состав имеет ограниченную селективность, что предопределяет его недостаточно высокую эффективность как агента выравнивания фронта вытеснения нефти. В третьих, соли, входящие в состав минерализованной воды, значительно снижают температуру и время гелеобразования закачиваемого раствора МЦ. В результате этого
потокоотклоняющий гелевый экран начинает формироваться непосредственно в призабойной зоне нагнетательной скважины, не достигая удаленных зон пласта, что снижает эффективность обработки.
Задачей изобретения является создание высокоэффективного и технологичного способа разработки обводненных нефтяных месторождений посредством закачки в нагнетательные скважины гелеобразующего раствора ЭЦ, способного глубоко проникать в нефтяной пласт и селективно образовывать гель в водонасыщенных интервалах, что приведет к перераспределению фильтрационных потоков, увеличению охвата пласта воздействием и извлечению нефти из нефтенасыщенных пропластков.
Поставленная задача решается за счет того, что в способе разработки нефтяного месторождения путем заводнения с выравниванием фронта вытеснения нефти закачкой раствора ЭЦ, образующего гель в обводненных минерализованной водой зонах пласта, согласно изобретению, закачивают пресноводный раствор ЭЦ, выбранного из группы: метилцеллюлоза, метилгидроксиэтилцеллюлоза (МГЭЦ), метилгидроксипропилцеллюлоза (МГПЦ), при соотношении компонентов, мас.%: эфир целлюлозы - 0,3-1,0, пресная вода - остальное, при этом выбор ЭЦ производят из условия, что температура гелеобразования его раствора в пресной воде выше температуры пласта, а температура гелеобразования его раствора в насыщающей пласт минерализованной воде ниже температуры пласта.
На фиг. 1 представлены графики зависимостей температуры гелеобразования растворов ЭЦ (концентрация - 0,5 мас.%) от минерализации воды; на фиг. 2 - графики зависимостей эффективной вязкости пресноводных растворов ЭЦ от концентрации при 20 °С.
Способ заключается в том, что в обводненный нефтяной пласт через нагнетательные скважины закачивают пресноводный раствор ЭЦ с нижней критической температурой растворения, выбранного из группы,
включающей МЦ, МГЭЦ и МГПЦ. ЭЦ выбирают из условия: температура гелеобразования его раствора в пресной воде (to) выше температуры пласта (?пл), а температура гелеобразования его раствора в насыщающей пласт минерализованной воде (tc) ниже температуры пласта, то есть tc < t^ < to (фиг. 1). При фильтрации раствора в пористой среде происходит его смешение с минерализованной пластовой водой вследствие протекания различных массообменных процессов - гидродинамических (конвекция, гравитационное перемещение и др.) и физико-химических (диффузия, сорбция и др.). В зоне смешения раствор ЭЦ насыщается растворенными в пластовой воде солями, что приводит к снижению температуры его гелеобразования. Как только температура гелеобразования снижается до значения температуры пласта, в обводненных зонах начинает формироваться потокоотклоняющий гидроэкран, состоящий из гелевых частиц ЭЦ, которые, объединившись посредством коагуляционных контактов, образуют прочный трехмерный коллоидный гидрогель.
Постепенное формирование зоны смешения с минерализованной пластовой водой позволяет раствору ЭЦ проникать на значительные расстояния от забоя нагнетательной скважины и затем образовывать гель, что обеспечивает воздействие на удаленные участки обрабатываемого пласта.
Вместе с тем, при попадании в нефтяные пропластки, где минерализованная пластовая вода отсутствует или присутствует в небольшом количестве, пресноводный раствор ЭЦ не превращается в гель, а остается в исходном жидком состоянии, так как температура его гелеобразования выше, чем температура пласта. При этом за счет повышенной вязкости и поверхностной активности раствор ЭЦ будет эффективно вытеснять нефть из неохваченных заводнением участков. В результате такого комплексного воздействия раствором ЭЦ на продуктивный пласт происходит избирательное закупоривание гелем только высокопроницаемых водонасыщенных пропластков, что приводит к
увеличению охвата пласта заводнением, а также снижается подвижность нагнетаемой воды в нефтенасыщенных интервалах, что способствует более эффективному извлечению остаточных запасов нефти.
Существенными признаками, отличающими заявляемое изобретение от прототипа, являются:
1. По предлагаемому способу в обводненный нефтяной пласт
закачивают пресноводный раствор ЭЦ, имеющий температуру
гелеобразования выше температуры пласта. По способу прототипа
используют минерализованный раствор ЭЦ, температура гелеобразования
которого равна или несколько ниже температуры пласта.
2. По предлагаемому способу закачивают раствор ЭЦ, выбранного из
группы, включающей МЦ, МГЭЦ и МГТЩ, что позволяет расширить
область применения состава по температуре и проницаемости
обрабатываемого пласта. По способу прототипа используют только МЦ.
3. По предлагаемому способу закупоривающий гель образуется
только в водонасыщенных пропластках, а в нефтенасыщенных участках
гель не образуется и происходит интенсивное вытеснение нефти
полимерным раствором. По способу прототипа образование геля может
происходить как в водо-, так и нефтенасыщенных зонах продуктивного
пласта, что снижает эффективность воздействия.
Концентрация ЭЦ в закачиваемом растворе находиться в пределах 0,3-1,0 мас.%. Растворы с концентрацией ниже 0,3 мас.% при смешении с минерализованной пластовой водой образуют золи с низкой вязкостью и невысокой механической прочностью. Растворы с концентрацией 0,3 мас.% и выше в смесях с пластовой водой образуют гидрогели во всем объеме, обладающие требуемой прочностью и вязкоупругими свойствами. Использование растворов ЭЦ с концентрацией более 1 мас.% нетехнологично из-за их высокой исходной вязкости (фиг. 2) и экономически нецелесообразно. Нагнетание таких растворов в пласт
может сопровождаться значительными гидродинамическим сопротивлением и ростом давления закачки.
В таблице 1 приведены технические характеристики 0,5 %-ных пресноводных растворов МЦ, МГЭЦ и МГПЦ разных марок. Использование, наряду с МЦ, других ЭЦ из заявляемого ряда позволяет увеличить диапазон пластовых температур, при которых можно обрабатывать пласты по предлагаемому способу. Так, температура гелеобразования пресноводных растворов МЦ составляет 65...70 °С (в зависимости от концентрации в заявляемом интервале 0,3-1,0 мас.%). Следовательно, согласно изобретению, такими растворами можно обрабатывать пласты с tm < 65...70 °С. Гелеобразование пресноводных растворов МГЭЦ происходит при более высоких температурах 80...85 °С. Соответственно, для обработки растворами МГЭЦ можно выбирать пласты сГш <80...85 °С.
В зависимости от марки ЭЦ их водные растворы при сопоставимых концентрациях имеют разную вязкость (фиг. 2), то есть можно подбирать раствор с соответствующими реологическими характеристиками для обработки пластов разной проницаемости. Кроме того, водные растворы ЭЦ характеризуются относительно низкими значениями поверхностного натяжения (таблица 1) в сравнении с закачиваемой водой. Это дает основание утверждать, что, попадая в нефтяные пропластки, раствор ЭЦ за счет присущих ему поверхностно-активных свойств способствует отмыву пленочной нефти и, тем самым, оказывает положительное влияние на коэффициент нефтевытеснения.
Температура гелеобразования, °С
67,9
74,0
67,3
76,2
72,3
CN"
VOL
82,2
79,0
84,6
76,9
Поверхностное натяжение, мН/м
52,0
44,3
46,4
43,4
46,5
46,7
45,4
43,4
45,2
47,8
44,6
44,2
ая вязкость, 1а-с
о о
16,9
34,1
29,6
30,4
37,2
79,7
140,2
18,0
38,6
66,2
79,8
129,7
Эффективн мГ
при 10 с"1
оо"
55,2
34,8
47,2
134,2
366,4
18,3
55,8
114,3
154,9
307,6
Время растворения, мин
о in
о in
о ^-
о in
о in
Марка
Culminal МС 2000S
Culminal МС 6000S
Tylose MB 3003Р4
Tylose МО 4000Р4
Culminal МНРС 6000R
Culminal МНРС 20000PR
Culminal МНРС 20000S
Tylose MH 2000YP2
Culminal МНЕС 8000
Culminal MHEC 15000PF
Culmmal MHEC 25000
Culminal MHEC 40000
МГПЦ
МГЭЦ
п/п
"3-
т-Ч
Сущность изобретения поясняют имитационные эксперименты, в которых смешивали пресноводные растворы ЭЦ с пластовой водой разной минерализации и исследовали гелеобразование смесей при нагревании.
Для приготовления экспериментальных проб растворов использовали различные марки МЦ, МГЭЦ и МГПЦ серии Culminal (производитель - Hercules/Ashland, Бельгия) и Tylose (производитель - SE Tylose, Германия), а также пластовую воду белорусских месторождений хлоркальциевого типа с общей минерализацией 342 г/л. Физико-химические показатели и ионный состав пластовой воды приведены в таблице 2. Пробы воды разной минерализации получали разбавлением пластовой воды расчетным количеством деионизированной воды.
Смешение оторочки закачанного раствора ЭЦ с пластовой водой при его фильтрации в промытом участке нефтяного пласта моделировали путем совмещения указанных растворов в объемном соотношении 1:1. Далее определяли температуру гелеобразования смесей и прочностные показатели сформировавшихся гелей при имитирующих пластовые температурах 40, 50 и 60 °С.
Кинетику гелеобразования исследовали осцилляционным методом на реометре Physica MCR 301 (Anton Paar, Австрия) по изменению во времени показателей модулей упругости (G') и потерь (G"). Использовали измерительную систему СС-17 из двух коаксиальных цилиндров. Исследуемую пробу помещали в измерительную ячейку при температуре 20 °С и нагревали до температуры испытаний со скоростью 1 °С/мин. Пробу выдерживали при температуре испытаний в течение 30 мин и измеряли значения модулей G и G" при частоте колебаний 1 Гц и амплитуде относительной деформации 1 %. Процесс гелеобразования сопровождался ростом значений G' и G", однако модуль упругости с увеличением температуры возрастал быстрее, чем модуль потерь. За температуру гелеобразования принимали точку пересечения графиков зависимостей G' =f(t) и G" =f(t).
Прочностные показатели гелей оценивали методом пенетрометрии с помощью текстурометра TA.XTplus (Stable Micro Systems, Англия). В широкогорлые стеклянные бутылочки объемом 100 см3 (диаметром 56 мм) помещали по 50 мл исследуемых смесей раствора ЭЦ и минерализованной пластовой воды, герметично закрывали и выдерживали при температуре испытаний в течение 24 часов. По истечении этого времени проводили визуальный осмотр образцов и при наличии признаков гелеобразования (помутнение раствора, отсутствие или снижение подвижности смеси) измеряли показатель прочности образовавшихся гелей. Метод основан на определении сопротивления исследуемых материалов вдавливанию испытательного тела - индентора. Последним служил прямой круговой цилиндр из полиоксиэтилена диаметром 0,5 дюйма, который погружали в исследуемый образец со скоростью 1 мм/с. В ходе измерения получали графики зависимости напряжения вдавливания от глубины погружения индентора. За показатель прочности принимали величину напряжения, измеренную при погружении индентора на глубину 4 мм.
В качестве примеров в таблице 3 приведены результаты испытаний гелеобразования смесей (в объемном соотношении 1:1) пресноводных растворов МЦ марки Culminal МС 2000S, МГЭЦ марки Tylose МЫ 2000YP2, МГПЦ марки Tylose МО 4000Р4 и пластовой воды с минерализацией от 2,1 до 214 г/л.
Селективность обработки пласта согласно заявляемому способу была подтверждена в опытах по совмещению пресноводных растворов ЭЦ с нефтью и минерализованной пластовой водой. Для примера в стеклянную пробирку объемом 25 см3 поместили 10 мл 1 %-ного раствора МЦ и прилили равный объем сырой нефти Речицкого месторождения. Во вторую пробирку последовательно прилили 10 мл минерализованной пластовой воды плотностью 1,15 г/смЛ (общая минерализация - 214 г/л) и затем такой же объем пресноводного 1 %-ного раствора МЦ. Пробирки поместили в термостат, нагретый до температуры, имитирующей пластовую, 50 °С и выдержали в течение 10 сут. Периодически образцы извлекали из термостата и производили их визуальный осмотр, отмечая признаки гелеобразования (помутнение раствора МЦ, потеря подвижности). Оказалось, что при выдержке пресноводного раствора МЦ в контакте с пластовой водой происходило образование гидрогеля. При этом гелеобразование начиналось на границе раздела фаз и постепенно распространялось по всему объему раствора МЦ. В то же время в контакте с сырой нефтью гелеобразование не происходило, раствор МЦ сохранял свои первоначальные свойства (текучесть, прозрачность) на протяжении всего периода наблюдений. Полученные результаты свидетельствуют, что формирование гидрогеля МЦ при температуре испытаний происходит только в присутствии пластовой воды и обусловлено насыщением раствора МЦ солями пластовой воды вследствие их диффузии в раствор.
Ю 03 b
s s
О- я С св
1Г>
чО m о н
ч CD оо
н CD X
с; " н CD к о? ч
U н X
1=5 CD (N
ON О н
к ч CD чо
3S CD CD ч Ч > >
чо о 00
о о
1Г> CN чо
о" 1Л>
о о
ON (N чО О о
чо о о
а о
> > о. с > > оо о 1Г>
t~-csf
о" чо чо
ON"
Г <~1
ГГ-" о
CN О
о" о чо"
ON ЧО
ЧО" ЧО
CN О о о" о о
о" о о
CD и
о чо о
о in о
1Л>
1Л>
1Л>
о чо о
1Л)
1Л1
о чо о
о чо
5 Я"
о- 3 й а, Е ю 2 о
CD <Ц
Н ч
CD ~* -°
о 4
о °
" ю
SS ca
о, о
оо"
1Г)
t--
чо"
oo"
чо"
IT)
CCJ
Q. S X о -5 ю u
О -
О О
H о
X M g CD О
* В I
C Q.
CN CN
Эффективность предлагаемого способа обработки обводнившегося пласта гелеобразующими растворами ЭЦ подтверждена результатами фильтрационных испытаний на насыпных моделях водонасыщенного карбонатного пласта при термобарических условиях, имитирующих пластовые, на примере растворов МЦ.
Испытания проводили на установке по изучению процессов фильтрации Autoflood 700 (Vinci Technologies S.A., Франция). Они включали следующие этапы:
- подготовка модели пласта и оборудования;
- создание термобарических условий пласта;
- насыщение модели пластовой водой, определение объема порового пространства (Fnop) и проницаемости по воде (к{);
- нагнетание в модель раствора МЦ;
- выдержка модели для формирования гелевого гидроэкрана при заданных термобарических условиях;
- определение величины начального градиента давления фильтрации - прорыва гидроэкрана (АРир);
- определение проницаемости модели пласта после обработки раствором МЦ и формирования гидроэкрана (к2);
- расчет коэффициента остаточного фильтрационного сопротивления (ОФС) по формуле:
ОФС = кх1к2.
Модель пласта представляла собой металлическую трубку длиной 30 см и площадью поперечного сечения 5,1 см2, наполненную измельчённой карбонатной породой фракции 0,25-0,50 мм и оборудованную входным и выходным штуцерами, запорным вентилем и терморубашкой. Объем порового пространства (Кпор) определяли по количеству пластовой воды, вошедшей в модель после вакуумирования. Для насыщения использовали пластовую воду белорусских месторождений с общей минерализацией 214 г/л. Модель нагревали до температуры 50 °С, имитирующей пластовую, и
определяли коэффициент проницаемости при прокачке через нее пластовой воды со скоростью 0,2 см3/мин. Все последующие этапы испытаний проводили при температуре 50 °С, которая была выбрана из условия tc < /пл < t0, исключающего возможность гелеобразования нагнетаемого в модель пресноводного раствора МЦ до его смешения с пластовой водой.
После завершения всех подготовительных операций в модели пласта закачали пресноводные растворы МЦ концентраций, мас.%: 0,3 (модель № 1); 0,6 (модель № 2); 1,0 (модель № 3). Растворы МЦ в объеме, равном 0,5 f пор, нагнетали в том же направлении (прямом), что и пластовую воду, в режиме постоянной скорости фильтрации 0,2 см3/мин. Затем модели закрыли и выдержали в термобарических условиях опыта в течение 24 ч для формирования в поровом пространстве потокоотклоняющего геля. По истечении времени выдержки через модель вновь прокачали пластовую воду до установления стабильных значений давления. В процессе насыщения моделей пласта водой, закачки растворов МЦ и их вытеснения измеряли величину перепада давления и рассчитывали коэффициент проницаемости (к) моделей по воде. Способность композиции к снижению фильтрации воды оценивали по изменению проницаемости модели до и после обработки исследуемой композицией (ОФС).
В таблице 4 представлены результаты фильтрационных испытаний пресноводных растворов МЦ марки Culminal МС 2000S на насыпных моделях карбонатного пласта.
Результаты испытаний свидетельствуют, что пресноводные растворы МЦ после закачки в модели карбонатного пласта, насыщенные минерализованной пластовой водой, и выдержки при температуре tim = 50 °С, отвечающей условию заявляемого способа tc < t^ < to, образовали гелевые гидроэкраны, снижающие проницаемость моделей по воде в 1,8-17,6 раз. Прочность гидроэкрана возрастала на порядок с увеличением концентрации раствора МЦ от 0,3 % до 1,0 %.
Таким образом, представленные экспериментальные данные подтверждают высокую эффективность заявляемого способа по сравнению с прототипом. Применение описываемого способа позволяет избирательно снижать проницаемость промытых водонасыщенных зон продуктивного пласта посредством образования потокоотклоняющего геля и увеличивать излечение нефти из нефтенасыщенных ранее неохваченных заводнением участков за счет улучшенных реологических и поверхностно-активных свойств закачанного раствора ЭЦ.
Источники информации
1. RU 2131971 С1, МПК Е21В43/22, опубликован 20.06.1999.
2. RU 2174593 С2, МПК Е21В43/22, опубликован 10.10.2001.
3. RU 2174592 С2, МПК Е21В43/22, опубликован 10.10.2001.
4. RU 2189441 С1, МПК Е21В43/22, опубликован 20.09.2002.
5. RU 2166623 С1, МПК Е21В43/22, опубликован 10.05.2001.
6. SU 681993 А1, МПК Е21В43/20, опубликован 23.12.1991.
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
Способ разработки нефтяного месторождения путем заводнения с выравниванием фронта вытеснения нефти закачкой раствора эфира целлюлозы, образующего гель в обводненных минерализованной водой зонах пласта, отличающийся тем, что закачивают пресноводный раствор эфира целлюлозы, выбранного из группы: метилцеллюлоза, метилгидроксиэтилцеллюлоза, метилгидроксипропилцеллюлоза, при соотношении компонентов, мае. %: эфир целлюлозы - 0,3-1,0, пресная вода -остальное, при этом выбирают эфир целлюлозы из условия, что температура гелеобразования его раствора в пресной воде выше температуры пласта, а температура гелеобразования его раствора в насыщающей пласт минерализованной воде ниже температуры пласта.
о ¦n
О OS
Э0 'BHHBootBdgoairaj BdXiBdaimai
Э.ВЦ1Л1 Ч.Э 001 и(1и ЯАЭОЖК8 И1ШШ1 г.чофф(
ЕАПВ/ОП-2
ЕВРАЗИЙСКОЕ ПАТЕНТНОЕ ВЕДОМСТВО
ОТЧЕТ О ПАТЕНТНОМ ПОИСКЕ
(статья 15(3) ЕАПК и правило 42
Номер евразийской заявки: 201500189
Дата подачи: 19 декабря 2014 (19.12.2014)
Дата испрашиваемого приоритета:
Название изобретения: Способ разработки нефтяного месторождения
Заявитель: РЕСПУБЛИКАНСКОЕ УНИТАРНОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ "ПРОИЗВОДСТВЕННОЕ ОБЪЕДИНЕНИЕ
"БЕЛОРУСНЕФТЬ"
Некоторые пункты формулы не подлежат поиску (см. раздел I дополнительного листа)
|__| Единство изобретения не соблюдено (см. раздел II дополнительного листа)
А. КЛАССИФИКАЦИЯ ПРЕДМЕТА ИЗОБРЕТЕНИЯ: Е21В 43/22 (2006.01)
С09К8/588 (2006.01)
Согласно Международной патентной классификации (МПК) или национальной классификации и МПК
Б. ОБЛАСТЬ ПОИСКА:
Минимум просмотренной документации (система классификации и индексы МПК) Е21В 33/00, 33/10, 33/13-33/138, 43/00, 43/16, 43/17, 43/20-43/22, С09К 8/00, 8/58, 8/588
Другая проверенная документация в той мере, в какой она включена в область поиска:
В. ДОКУМЕНТЫ, СЧИТАЮЩИЕСЯ РЕЛЕВАНТНЫ 2,01Е+08
Категория*
Ссылки на документы с указанием, где это возможно, релевантных частей
Относится к пункту №
Y Y
SU 681993 А1 (ТАТАРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ И ПРОЕКТНЫЙ ИНСТИТУТ НЕФТИ) 23.12.1991, реферат, кол. 1, строки 1-4, кол. 3, строки 23-40
RU 2131971 С1 (ИНСТИТУТ ХИМИИ НЕФТИ СО РАН) 20.06.1999, реферат
RU 2223395 C1 (ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "ТАТНЕФТЬ" ИМ. В.Д. ШАШИНА) 10.02.2004, с. 5, левая кол., строки 15-49, таблица 2
МУСЛИМОВ P. X. и др. Методы извлечения остаточных нефтей заводняемых месторождений. Геология нефти и газа 1998'10
WO 1989/008768 Al (INSTITUTT FOR KONTINENTALSOKKELUNDЕR-SOEKELSER OG PETROLEUMSTEKNOLOGI et al.) 21.09.1989
* Особые категории ссылочных документов: "А" документ, определяющий общий уровень техники "Е" более ранний документ, но опубликованный на дату
подачи евразийской заявки или после нее "О" документ, относящийся к устному раскрытию, экспонированию и т.д.
"Р" документ, опубликованный до даты подачи евразийской
заявки, но после даты испрашиваемого приоритета "D" документ, приведенный в евразийской заявке
"Т" более поздний документ, опубликованный после даты приоритета и приведенный для понимания изобретения "X" документ, имеющий наиболее близкое отношение к предмету поиска, порочащий новизну или изобретательский уровень, взятый в отдельности
"Y" документ, имеющий наиболее близкое отношение к предмету поиска, порочащий изобретательский уровень в сочетании с другими документами той же категории
" &" документ, являющийся патентом-аналогом
"L" документ, приведенный в других целях
Дата действительного завершения патентного поиска:
04 июня 2015 (04.06.2015)
Наименование и адрес Международного поискового органа: Федеральный институт промышленной собственности
РФ, 125993,Москва, Г-59, ГСП-3, Бережковская наб., д. 30-1.Факс: (499) 243-3337, телетайп: 114818 ПОДАЧА
Уполномоченное лицо :
Т. А. Леднева
Телефон № (499) 240-25-91
|
