EA034715B1 - Способ изоляции водопритоков в скважине - Google Patents
Способ изоляции водопритоков в скважине Download PDFInfo
- Publication number
- EA034715B1 EA034715B1 EA201800280A EA201800280A EA034715B1 EA 034715 B1 EA034715 B1 EA 034715B1 EA 201800280 A EA201800280 A EA 201800280A EA 201800280 A EA201800280 A EA 201800280A EA 034715 B1 EA034715 B1 EA 034715B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- well
- water
- sodium silicate
- formation
- aqueous solution
- Prior art date
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 27
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 23
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 25
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 claims abstract description 24
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 24
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims abstract description 16
- 239000005862 Whey Substances 0.000 claims abstract description 14
- 102000007544 Whey Proteins Human genes 0.000 claims abstract description 14
- 108010046377 Whey Proteins Proteins 0.000 claims abstract description 14
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 14
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 14
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims abstract description 10
- 235000013336 milk Nutrition 0.000 claims abstract description 6
- 239000008267 milk Substances 0.000 claims abstract description 6
- 210000004080 milk Anatomy 0.000 claims abstract description 6
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 9
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 9
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 16
- 239000013535 sea water Substances 0.000 abstract description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 4
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 3
- 239000010815 organic waste Substances 0.000 abstract 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 20
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 13
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 11
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 11
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 10
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 10
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 6
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 6
- 230000008569 process Effects 0.000 description 6
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 5
- GUBGYTABKSRVRQ-QKKXKWKRSA-N Lactose Natural products OC[C@H]1O[C@@H](O[C@H]2[C@H](O)[C@@H](O)C(O)O[C@@H]2CO)[C@H](O)[C@@H](O)[C@H]1O GUBGYTABKSRVRQ-QKKXKWKRSA-N 0.000 description 4
- 239000012670 alkaline solution Substances 0.000 description 4
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000008101 lactose Substances 0.000 description 4
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 4
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 3
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 3
- JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N lactic acid Chemical class CC(O)C(O)=O JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 3
- 239000004848 polyfunctional curative Substances 0.000 description 3
- 238000009738 saturating Methods 0.000 description 3
- RMAQACBXLXPBSY-UHFFFAOYSA-N silicic acid Chemical compound O[Si](O)(O)O RMAQACBXLXPBSY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 3
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 2
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- -1 cyclic monosaccharides Chemical class 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 2
- 235000014655 lactic acid Nutrition 0.000 description 2
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 2
- GUBGYTABKSRVRQ-XLOQQCSPSA-N Alpha-Lactose Chemical compound O[C@@H]1[C@@H](O)[C@@H](O)[C@@H](CO)O[C@H]1O[C@@H]1[C@@H](CO)O[C@H](O)[C@H](O)[C@H]1O GUBGYTABKSRVRQ-XLOQQCSPSA-N 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 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
- MXOXXSJXKHYQIL-UHFFFAOYSA-N O[Si](O)(O)O.N.N.N.N Chemical compound O[Si](O)(O)O.N.N.N.N MXOXXSJXKHYQIL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000555745 Sciuridae Species 0.000 description 1
- 229910020489 SiO3 Inorganic materials 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000001476 alcoholic effect Effects 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 150000001413 amino acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 1
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 1
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 1
- 235000013351 cheese Nutrition 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 239000000701 coagulant Substances 0.000 description 1
- 230000015271 coagulation Effects 0.000 description 1
- 238000005345 coagulation Methods 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 235000013365 dairy product Nutrition 0.000 description 1
- 150000002016 disaccharides Chemical class 0.000 description 1
- 239000000428 dust Substances 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 230000036541 health Effects 0.000 description 1
- 239000003999 initiator Substances 0.000 description 1
- 239000004310 lactic acid Substances 0.000 description 1
- 238000002386 leaching Methods 0.000 description 1
- 230000002906 microbiologic effect Effects 0.000 description 1
- 235000021243 milk fat Nutrition 0.000 description 1
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 1
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 description 1
- 235000019353 potassium silicate Nutrition 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 102000004169 proteins and genes Human genes 0.000 description 1
- 108090000623 proteins and genes Proteins 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001415 sodium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-L sulfite Chemical class [O-]S([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
- Physical Water Treatments (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции водопритоков в скважине. Задача изобретения заключается в увеличении добычи нефти в результате изоляции высокопроницаемых зон и вовлечения в разработку низкопроницаемых нефтяных зон пласта путем применения органических отходов производства. Поставленная задача решается тем, что в способе ограничения водопритока в скважину, включающем закачку в скважину водного раствора силиката натрия, перед закачкой водного раствора силиката натрия в него добавляют молочную сыворотку (МС) при следующем соотношении компонентов, мас.%: силикат натрия 2-8%; молочная сыворотка 10-50%; пресная вода - остальное. Перед закачкой водного раствора силиката натрия с добавкой молочной сыворотки в призабойную зону пласта закачивают оторочку пресной или умягченной морской или пластовой воды.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции водопритоков в скважине.
Известен способ изоляции водопритока и зоны поглощения, включающий закачку в скважину раствора, содержащего силикат натрия, минеральную кислоту, биополимер и воду [1].
Недостатком этого способа является неэффективность селективной изоляции высокопроницаемых зон пласта.
Известен способ изоляции призабойной зоны пласта, включающий закачку биологически активной среды, состоящий из молочной сыворотки и активного ила, при этом предварительно перед закачкой вводят оторочку, состоящую из активного ила и полиакриламида [2].
Недостатком известного способа является его низкая эффективность в результате постепенного вымывания изолирующего состава при существующих депрессиях в системе пласт-скважина и, как следствие, низкой продолжительности изоляции водопритоков в скважину. Применение дефицитного и дорогостоящего полиакриламида также снижает эффективность способа.
Наиболее близким техническим решением к предлагаемому изобретению является способ ограничения водопритока в скважину путем последовательной закачки в скважину водного раствора силиката натрия, разделителя и отвердителя.
Недостатком известного способа является то, что закачанная в качестве отвердителя соляная кислота не позволяет регулировать время гелеобразования. Эффективность способа также снижается в результате неполного смешения в пласте закачанных в скважину компонентов гелеобразующего раствора. С другой стороны взаимодействие HCl с остаточными сульфитами способствует загрязнению нефти серой и, как следствие, усложнению технологического процесса. Кроме этого в результате закачки в качестве отвердителя соляной кислоты происходит интенсивная коррозия промыслового оборудования. Также соляная кислота негативно влияет на здоровье рабочего персонала и окружающую среду.
Задача изобретения заключается в увеличении добычи нефти в результате изоляции высокопроницаемых зон и вовлечения в разработку низкопроницаемых нефтяных участков призабойной зоны пласта путем применения экологически чистых органических отходов производства.
Поставленная задача решается тем, что в способе ограничения водопритока в скважину, включающий закачку в скважину водного раствора силиката натрия, перед закачкой водного раствора силиката натрия в него добавляют молочную сыворотку (МС), при этом концентрацию силиката натрия и молочной сыворотки регулируют в зависимости от температуры на данной глубине призабойной зоны пласта и времени, необходимых для гелеобразования.
Перед закачкой водного раствора силиката натрия с добавкой молочной сыворотки в призабойную зону пласта закачивают оторочку пресной или умягченной морской или пластовой воды.
Для приготовления гелеобразующих составов, с целью изоляции или ограничения водопритока в призабойную зону пласта, были использованы жидкое стекло или силикат натрия (ГОСТ 13078-81), молочная сыворотка (ГОСТ Р 53438-2009) и пресная вода. Для приготовления раствора расчетное количество силиката натрия добавляется к определенному количеству пресной воды и к нему добавляют расчетное количество МС. Раствор смешивают до образования однородной массы.
МС является отходом молочного производства, полученным при переработке молока в творог. Физико-химические свойства молочной сыворотки при 20°C следующие: вязкость 1,324 мПа-с, плотность 1019 кг/м3, рН=4,45. Состав молочной сыворотки показан в табл. 1.
Таблица 1
| Компоненты | Количество, г/100г |
| Вода | 93,5 |
| Сухие вещества | 6,5 |
| В том числе: | |
| лактоза | 4,66 |
| белки | 0,91 |
| молочный жир | 0,37 |
| минеральные вещества | 0,50 |
| другие вещества | 0,06 |
Известно, что силикат натрия в кислой и спиртовой среде образует устойчивые гели. МС в своем составе одновременно содержит остатки различных органических кислот и спиртов, которые при взаимодействии с силикатом натрия способствуют образованию устойчивых гелей.
Силикат натрия является солью слабой кремниевой кислоты H2SiO3. Молочные кислоты и другие аминокислоты, входящие в состав МС, по своей кислотности сильнее, чем кремниевая кислота. Поэтому при их взаимодействии происходят химические и микробиологические замещения иона Na+, т.е. могут образоваться аммонийная соль кремниевой кислоты и кремниевая кислота. Эти два компонента стимулируют дальнейший процесс гелеобразования в молочнокислой среде силиката натрия.
Помимо этого МС в своем составе содержит до 5% лактозы. Лактоза относится к дисахаридам, ко- 1 034715 торые в зависимости от рН среды гидролизуются и образуют циклические моносахариды, которые при дальнейшем восстановлении в щелочной среде приводят к образованию алкоголятов. Алкоголятные производные в свою очередь стимулируют процесс гелеобразования. Известно, что для гелеобразования силиката натрия с лактозой в качестве стимулятора добавляют хлорид кальция. А МС богата органическими и неорганическими минеральными солями, т.е. содержит в своем составе катионы Na+, K+, Ca2+, Mg2+ и анионы Cl- и R-COO-, которые являются минеральными добавками. Кроме этого белки, входящие в состав МС, также в свою очередь играют роль коагулянта, т.е. стимулируют процесс гелеобразования.
В случае, когда пластовая вода жесткая, для предотвращения процесса коагуляции при смешении гелеобразующего раствора с жесткой пластовой водой в скважину предварительно закачивают оторочку пресной или умягченной морской или пластовой воды. Водный раствор силиката натрия с добавкой молочной сыворотки продавливают в скважину пресной водой или легкой нефтью. Закачанный гелеобразующий раствор продвигается в высокопроницаемые водоносные каналы и изолирует их, образуя там гель. В результате этого в разработку подключаются ранее не работающие нефтенасыщенные зоны.
При добавке в приготовленный водный раствор Na2SiO3 в качестве инициатора гелеобразования МС в интервале температур 40-90°C можно полностью регулировать время гелеобразования. В зависимости от концентрации силиката натрия и МС время гелеобразования изменяется. Из табл. 2 видно, что при низкой температуре и низких концентрациях МС гелеобразования не наблюдается. При малых концентрациях МС процесс гелеобразования бывает более продолжительный, с увеличением концентрации МС гель образуется за короткое время. В зависимости от пластовых характеристик, используя различные концентрации приготовленных композиций, можно изолировать или ограничить поток воды в призабойной зоне.
Таблица 2
| Концентрация Na2SiO3, % | Концентрация МС, % | Время гелеобразования (в минутах) при температуре | |||||
| 40°С | 50°С | 60°С | 70°С | 80°С | 90°С | ||
| 2 | 10 | - | - | - | 662 | 289 | 95 |
| 20 | - | - | 540 | 308 | 118 | 54 | |
| 30 | - | 654 | 291 | 156 | 71 | 42 | |
| 40 | 516 | 340 | 190 | 97 | 46 | 25 | |
| 50 | 45 | 32 | 24 | 15 | 8 | 5 | |
| 4 | 10 | - | - | 719 | 456 | 242 | 85 |
| 20 | - | 840 | 420 | 293 | 100 | 46 | |
| 30 | 685 | 511 | 298 | 128 | 60 | 45 | |
| 40 | 342 | 286 | 180 | 82 | 38 | 21 | |
| 50 | 100 | 70 | 45 | 26 | 8 | 6 | |
| 6 | 10 | - | 812 | 502 | 322 | 251 | 77 |
| 20 | 556 | 421 | 373 | 216 | 142 | 52 | |
| 30 | 321 | 232 | 209 | 102 | 61 | 38 | |
| 40 | 210 | 164 | 122 | 51 | 22 | 19 | |
| 50 | НО | 86 | 39 | 21 | 7 | 4 | |
| 8 | 10 | - | 588 | 411 | 278 | 205 | 81 |
| 20 | 412 | 319 | 261 | 184 | 121 | 68 | |
| 30 | 285 | 195 | 184 | 92 | 75 | 55 | |
| 40 | 180 | 121 | 87 | 72 | 66 | 46 | |
| 50 | 90 | 55 | 38 | 19 | 10 | 4 |
Пример 1. Способ испытан в лабораторных условиях на двухпластовой модели пласта, где проницаемость низкопроницаемого пласта составляла 0,3 мкм, высокопроницаемого 3 мкм. Геометрические размеры модели следующие: длина - 0.8 м, внутренний диаметр - 0.04 м. Модель заполнялась кварцевым песком различной фракции с добавками бентонитовой глины (4%) и карбонатной пыли (12,0%). После этого модель насыщалась пластовой водой и устанавливалось распределение фильтрационного потока R1 (R1=Qb/Qh, где QB, QH - соответственно расходы жидкости в высокопроницаемом и низкопроницаемом пластах. В опыте №1 насыщение пористой среды производилось гидрокарбонатной (щелочной) пластовой водой с рН=8, вторую модель насыщали хлоркальциевой (жесткой) пластовой водой с рН=6, третью модель насыщали пресной водой (по прототипу). Затем на выход моделей (против направления фильтрации воды), при термостатировании 80°C, подавали водный раствор силиката натрия (4%) и МС (20%), в объеме 15% от объема пор и закрывали модели с обеих концов на время гелеобразования. Во вторую модель, насыщенную жесткой пластовой водой для предотвращения ее смешения с гелеобразующей композицией предварительно закачивали оторочку умягченной пластовой воды в объеме 2% от объема пор. По истечении этого времени вход модели соединялся с водой, которой производили насыщение,и вновь устанавливалось распределение фильтрационного потока R2. Результаты экспериментальных исследований показаны в табл. 3.
- 2 034715
Таблица 3
| Вода, насыщающая поры модели | Рабочие агенты, закачанные в модель | Неоднородность фильтрации | Улучшение неоднородности фильтрации ((R)-R2)/R))*100 % | ||
| До воздействия R» | После воздействия r2 | ||||
| 1 | Щелочная пластовая вода | Раствор Na2SiO3+ МС | 6,26 | 0,39 | 93,8 |
| 2 | Жесткая пластовая вода | умягченная пластовая вода,раствор Na2SiO3+ МС | 6,15 | 0,41 | 93,3 |
| 3 | По прототипу (пресная вода) | Раствор Na2SiO3, легкая нефть, раствор HCI | 6,21 | 2,3 | 63,0 |
Из результатов экспериментальных исследований видно, что блокирование высокопроницаемых зон способствует существенному улучшению неоднородности фильтрации. Из табл. 3 видно, что при закачке предложенного гелеобразующего раствора неоднородность фильтрации улучшается более чем на 93%. В исследованиях по прототипу улучшение неоднородности фильтрации составило 63,0%.
Пример 2. В данном исследовании экспериментально определялась надежность созданного гелевого экрана. Г еометрические размеры линейной модели такие же, как в примере 1. После создания в первой модели пористой среды, состоящей из кварцевого песка, и ее полного насыщения гидрокарбонатной (щелочной) пластовой водой с рН=8, на основе формулы Дарси определялась проницаемость 1,38-10-12 м2. Вторую модель насыщали хлоркальциевой (жесткой) пластовой водой с рН=6, в этом случае проницаемость составила 1,28-10-12 м2. Третью модель насыщали пресной водой (по прототипу), проницаемость составила 1,31-10-12 м2.
Затем на выход моделей (против направления фильтрации воды), при термостатировании 80°C, подавали водный раствор силиката натрия (4%) и МС (20%), в объеме 15% от объема пор и закрывали модели с обоих концов на время гелеобразования. Во вторую модель, насыщенную жесткой пластовой водой для предотвращения ее смешения с гелеобразующей композицией предварительно закачивали оторочку умягченной морской воды в объеме 2% от объема пор. По истечении этого времени вход модели вновь соединяли с водой, которой производили насыщение, и определяли проницаемость пористой среды. Результаты экспериментальных исследований показаны в табл. 4. Для определения надежности блокирующего экрана в него закачивали щелочной раствор (10-%-ный водный раствор NaOH). Через определенный промежуток времени (2 ч) продолжали фильтрацию через пористую среду воды (соответственно через первую модель - щелочную, через вторую - жесткую, а через третью - пресную воду) и вновь определяли проницаемость модели. Отношение проницаемости после закачки щелочного раствора к проницаемости до закачки щелочного раствора (после блокирования предложенным составом) показало, насколько блокирующий экран надежен.
Таблица 4
| № | Вода, насыщающая поры модели | Начальная проницаемость, Κι, 10‘12 м2 | Рабочие агенты, закачанные в модель | Конечная проницаемость модели, К2,10'12 м2 | Отношение проницаемостей, к |
| 1 | Щелочная пластовая вода | 1,38 | раствор Na2SiO3+ МС | 0,37 | 1,05 |
| 2 | Жесткая пластовая вода | 1,28 | умягченная морская вода, раствор Na2SiO3+ МС | 0,33 | 1,03 |
| 3 | По прототипу | 1,31 | раствор Na2SiO3, легкая нефть, раствор НС1 | 0,65 | 1,42 |
Как видно из табл. 3, при закачке в модель предложенного гелеобразующего состава, а следом щелочного раствора (опыт 1 и 2) проницаемость увеличивается максимум на 5%. При закачке известного состава (по прототипу) надежность блокирующего экрана значительно ниже (проницаемость в данном случае увеличивается на 42%). В промысловых условиях способ изоляции водопритоков осуществляется в следующей последовательности. После определения состояния скважины и устранения возможных неполадок определяют необходимые концентрации и объем реагентов. На устье скважины готовят гелеобразующий раствор с рассчитанной концентрацией силиката натрия и МС, устье соединяют с насосным агрегатом. В скважину при необходимости предварительно закачивают оторочку пресной, или умягченной морской или пластовой воды, затем гелеобразующий раствор. Закачанный гелеобразующий раствор продавливают в скважину пресной водой или легкой нефтью.
Литература
1) Патент РФ 1774689, Е21В 33/138, 1996.
2) Патент Азербайджана I 2001 0121, Е21В 43/01, 2001.
3) Патент РФ 2121570, Е21В 43/32; 33/138, 1998.
4) US 4640361
Claims (2)
1. Способ изоляции водопритоков в скважине, включающий закачку в скважину водного раствора силиката натрия, отличающийся тем, что перед закачкой водного раствора силиката натрия в него добавляют молочную сыворотку (МС) при следующем соотношении компонентов, мас.%: силикат натрия 28%; молочная сыворотка 10-50%; пресная вода - остальное.
2. Способ изоляции водопритоков в скважине по п.1, отличающийся тем, что перед закачкой водного раствора силиката натрия с добавкой молочной сыворотки в призабойную зону пласта закачивают оторочку пресной или умягченной морской, или умягченной пластовой воды.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EA201800280A EA034715B1 (ru) | 2018-03-07 | 2018-03-07 | Способ изоляции водопритоков в скважине |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EA201800280A EA034715B1 (ru) | 2018-03-07 | 2018-03-07 | Способ изоляции водопритоков в скважине |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201800280A1 EA201800280A1 (ru) | 2019-09-30 |
| EA034715B1 true EA034715B1 (ru) | 2020-03-12 |
Family
ID=68000196
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201800280A EA034715B1 (ru) | 2018-03-07 | 2018-03-07 | Способ изоляции водопритоков в скважине |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| EA (1) | EA034715B1 (ru) |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2099520C1 (ru) * | 1995-06-19 | 1997-12-20 | Научно-производственное товарищество с ограниченной ответственностью "Нафта-С" | Состав для изоляции водопритока в скважину |
| RU2121570C1 (ru) * | 1997-06-16 | 1998-11-10 | Закрытое акционерное общество "Интойл" | Способ ограничения водопритока в скважину |
| RU2358097C1 (ru) * | 2007-12-29 | 2009-06-10 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Северо-Кавказский государственный технический университет" | Способ разработки нефтяной залежи |
| US20140345867A1 (en) * | 2011-09-29 | 2014-11-27 | Dow Global Technologies Llc | Cementing composition comprising anionically- and hydrophobically-modified cellulose ethers and its use |
-
2018
- 2018-03-07 EA EA201800280A patent/EA034715B1/ru active IP Right Revival
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2099520C1 (ru) * | 1995-06-19 | 1997-12-20 | Научно-производственное товарищество с ограниченной ответственностью "Нафта-С" | Состав для изоляции водопритока в скважину |
| RU2121570C1 (ru) * | 1997-06-16 | 1998-11-10 | Закрытое акционерное общество "Интойл" | Способ ограничения водопритока в скважину |
| RU2358097C1 (ru) * | 2007-12-29 | 2009-06-10 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Северо-Кавказский государственный технический университет" | Способ разработки нефтяной залежи |
| US20140345867A1 (en) * | 2011-09-29 | 2014-11-27 | Dow Global Technologies Llc | Cementing composition comprising anionically- and hydrophobically-modified cellulose ethers and its use |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EA201800280A1 (ru) | 2019-09-30 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN104629699B (zh) | 一种低交联剂用量的耐温耐盐冻胶 | |
| RU2581070C1 (ru) | Применение титанового коагулянта для обработки обводненного нефтяного пласта | |
| RU2338768C1 (ru) | Реагент для изоляции притока пластовых вод | |
| RU2483092C1 (ru) | Состав полисахаридного геля для глушения высокотемпературных скважин | |
| RU2249670C2 (ru) | Способ изоляции притока пластовых вод в скважинах | |
| RU2661973C2 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины | |
| EA034715B1 (ru) | Способ изоляции водопритоков в скважине | |
| RU2597593C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных и ограничения водопритока в добывающих скважинах | |
| RU2627502C1 (ru) | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта с применением полимер-дисперсного состава | |
| JP2014009544A (ja) | 止水材の注入方法および止水材の注入装置 | |
| RU2599154C1 (ru) | Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине (варианты) | |
| RU2396419C1 (ru) | Способ изоляции водопритока к добывающим нефтяным скважинам | |
| RU2526039C1 (ru) | Состав для изоляции водопритока в скважине | |
| RU2507386C2 (ru) | Способ повышения нефтеотдачи трещиноватых и пористых пластов с искусственно созданными трещинами после гидравлического разрыва пласта - грп | |
| RU2536529C1 (ru) | Способ селективной изоляции обводненных интервалов нефтяного пласта | |
| RU2224101C2 (ru) | Способ изоляции обводненных нефтяных коллекторов | |
| RU2117143C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2114991C1 (ru) | Способ изоляции притока пластовых вод | |
| RU2307146C2 (ru) | Состав для изоляции обводненных нефтяных коллекторов | |
| RU2627786C1 (ru) | Пластичная композиция для изоляции притока пластовых вод в скважине и крепления призабойной зоны пласта и способ ее применения | |
| RU2614997C1 (ru) | Способ ограничения водопритока в трещиноватых карбонатных коллекторах | |
| SU1421849A1 (ru) | Способ изол ции притока воды в эксплуатационные скважины | |
| RU2157451C2 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2605218C2 (ru) | Способ повышения нефтеотдачи трещиноватых, хорошо проницаемых, среднепроницаемых пористых пластов и пластов с искусственно созданными трещинами после гидравлического разрыва пласта-грп | |
| RU2391489C2 (ru) | Способ изоляции зоны поглощения пласта |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KZ KG TJ TM RU |
|
| NF4A | Restoration of lapsed right to a eurasian patent |
Designated state(s): AZ RU |