EA034719B1 - Способ разработки обводненного пласта - Google Patents
Способ разработки обводненного пласта Download PDFInfo
- Publication number
- EA034719B1 EA034719B1 EA201800281A EA201800281A EA034719B1 EA 034719 B1 EA034719 B1 EA 034719B1 EA 201800281 A EA201800281 A EA 201800281A EA 201800281 A EA201800281 A EA 201800281A EA 034719 B1 EA034719 B1 EA 034719B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- cmc
- formation
- water
- sodium silicate
- sio
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 37
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 29
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 claims abstract description 104
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 40
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 claims abstract description 39
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 39
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims abstract description 31
- 239000013535 sea water Substances 0.000 claims abstract description 25
- 238000001879 gelation Methods 0.000 claims abstract description 24
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 21
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 21
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 14
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims abstract description 12
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims abstract description 6
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 claims description 2
- 240000006240 Linum usitatissimum Species 0.000 claims 1
- 235000004431 Linum usitatissimum Nutrition 0.000 claims 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 33
- 238000001914 filtration Methods 0.000 abstract description 3
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 67
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 64
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 56
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 35
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 14
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 12
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 11
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 10
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 9
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 8
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 7
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 5
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 5
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 5
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 5
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 4
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 4
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 229910021536 Zeolite Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 3
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 3
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical group O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 3
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 3
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 description 3
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052910 alkali metal silicate Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 2
- 229910001424 calcium ion Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000015271 coagulation Effects 0.000 description 2
- 238000005345 coagulation Methods 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 2
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M Bicarbonate Chemical compound OC([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical class Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 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
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 1
- 229910020489 SiO3 Inorganic materials 0.000 description 1
- VJHCJDRQFCCTHL-UHFFFAOYSA-N acetic acid 2,3,4,5,6-pentahydroxyhexanal Chemical compound CC(O)=O.OCC(O)C(O)C(O)C(O)C=O VJHCJDRQFCCTHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000001476 alcoholic effect Effects 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 159000000007 calcium salts Chemical class 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 235000019441 ethanol Nutrition 0.000 description 1
- 239000008233 hard water Substances 0.000 description 1
- 235000011167 hydrochloric acid Nutrition 0.000 description 1
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005342 ion exchange Methods 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 229910001425 magnesium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 229910001415 sodium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019795 sodium metasilicate Nutrition 0.000 description 1
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 239000002351 wastewater Substances 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
-
- 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/32—Preventing gas- or water-coning phenomena, i.e. the formation of a conical column of gas or water around wells
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Edible Oils And Fats (AREA)
- Fats And Perfumes (AREA)
- Silicates, Zeolites, And Molecular Sieves (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке обводненных месторождений, находящихся на последней стадии разработки. Задача изобретения заключается в повышении эффективности разработки обводненного пласта в результате перераспределения фильтрационных потоков и повышения охвата пласта воздействием путем регулирования процесса гелеобразования в глубине пласта. Поставленная задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку в пласт гелеобразующего реагента - водного раствора силиката натрия, перед закачкой водного раствора силиката натрия предварительно проводят геофизические исследования пласта, в водный раствор силиката натрия добавляют карбоксилметилцеллюлозу (КМЦ), при этом концентрацию силиката натрия и КМЦ подбирают в зависимости от температуры на данной глубине пласта и времени, необходимых для гелеобразования в соотношении: силикат натрия 4-10%, КМЦ 0,3-1,0%, пресная вода - остальное, а после закачки гелеобразующего реагента его проталкивают оторочкой умягченной морской или пластовой воды. Перед закачкой водного раствора силиката натрия с добавкой КМЦ в пласт дополнительно закачивают оторочку умягченной морской или пластовой воды.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке обводненных пластов, находящихся на последней стадии разработки.
Известен способ разработки неоднородных нефтяных пластов преимущественно на поздней стадии эксплуатации, включающий последовательную закачку в пласт растворов полимеров, щелочи и солей многовалентных металлов [1].
Недостатком способа является то, что происходит деструкция закачанного полимерного раствора в результате влияния минеральных солей, находящихся в составе пластовых вод. С другой стороны в связи с адсорбцией полимера в порах снижается вязкость раствора.
Известен способ разработки нефтяного пласта, включающий закачку рабочего агента и раствора силиката щелочного металла в минерализованной воде через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. В качестве раствора силиката щелочного металла используют коллоидный раствор силиката натрия в воде с концентрацией 0,05-20 вес.%. В качестве минерализованной воды используют пластовые и сточные воды, содержащие неорганические соли, с минерализацией 2,5-15,0 вес.% [2] .
Недостатком способа является его низкая эффективность из-за значительных затрат при использовании больших объемов применяемого реагента и длительности осуществления технологического процесса.
Наиболее близким техническим решением к предложенному изобретению является способ разработки нефтяной залежи путем закачки в пласт водного раствора силиката натрия и структурообразующего реагента - циолитсодержащую породу, предварительно обработанную серной или соляной кислотами [3] .
Недостатком известного способа является его низкая эффективность в связи с тем, что в составе циолитсодержащей породы есть компоненты, которые не растворяются в кислоте и при этом мешают полному гелеобразованию. Кроме этого, ввиду того, что точный компонентный состав цеолитсодержащей породы неизвестен, трудно точно рассчитать количество необходимой кислоты. А избыточное количество кислоты приведет к преждевременной коагуляции силиката натрия. Данный способ не эффективен и при использовании его для регулирования процесса разработки.
Задача изобретения заключается в повышении эффективности разработки обводненного пласта в результате перераспределения фильтрационных потоков и повышения охвата пласта воздействием путем регулирования процесса гелеобразования в глубине пласта.
Поставленная задача решается тем, что в способе разработки нефтяного пласта, включающем закачку в пласт гелеобразующего реагента -водного раствора силиката натрия, перед закачкой водного раствора силиката натрия в него добавляют карбоксилметилцеллюлозу (КМЦ), при этом концентрацию силиката натрия и КМЦ в водном растворе регулируют в зависимости от температуры на данной глубине пласта и времени, необходимых для гелеобразования, а после закачки гелеобразующего реагента его проталкивают оторочкой умягченной морской или пластовой воды.
Перед закачкой водного раствора силиката натрия с добавкой КМЦ в пласт закачивают оторочку умягченной морской или пластовой воды.
Сущность предложенного способа заключается в возможности регулирования процесса гелеобразования при разработке обводненного пласта. Данный способ, в отличие от известных технических решений, предупреждает преждевременное образование геля и способствует его проникновению и образованию гелевого экрана в рассчитанной зоне пласта. С этой целью на основе геологических и геофизических исследований определяют необходимые для изоляции интервалы и площадь. Далее, зная геологофизические показатели месторождения (проницаемость, давление пластовое и забойное, вязкость жидкости и т.д.), расстояние, которое должен пройти рассчитанный объем реагента с помощью уравнения фильтрации Дюпюи, находим время движения закачиваемого раствора силиката натрия с добавкой КМЦ до требуемой глубины.
Расход жидкости за определенное время
Q = 7 где v - объем жидкости, t - время.
Уравнение Дюпюи имеет вид
I _ 2лМ1(Рк-Рс)
V ~ t , Rk
Ьц1п-£ где k - проницаемость пористой среды;
h - мощность пласта;
Pk и Pc - давление в пласте и в скважине;
Rk и Rc - радиусы до высокопроницаемой зоны и скважины;
B - объемный коэффициент жидкости, μ - вязкость жидкости.
- 1 034719
На основе этих зависимостей определяем время и берем соответствующие этому времени и пластовой температуре концентрации силиката натрия и КМЦ.
Раствор силиката натрия с добавкой КМЦ - натриевой соли целлюлозогликолевой кислоты образовывает гели при пластовых температурах. Спиртовая гидроксильная группа КМЦ стимулирует процесс гелеобразования. При смешивании КМЦ с силикатом натрия рН раствора сдвигается в сторону щелочной среды. В связи с этим и увеличивается время гелеобразования. При добавке КМЦ избыточное количество ионов Na путем ионообменного процесса превращают труднорастворимые соли в легкорастворимое состояние. Оставшиеся в пластовой воде свободные ионы Са имеют сродство с матрицей КМЦ, поэтому исключается образование труднорастворимых солей кальция.
Зная время и пластовую температуру на необходимой для изоляции глубине, определяем концентрации составляющих гелеобразующего раствора: силиката натрия и КМЦ. Добавка КМЦ к раствору способствует увеличению времени гелеобразования. Изменение концентраций силиката натрия и КМЦ позволяет регулировать процесс гелеобразования. В случае, если пластовая вода жесткая (хлоркальциевого типа) для предотвращения процесса коагуляции перед закачкой водного раствора силиката натрия с добавкой КМЦ в пласт закачивают умягченную морскую или пластовую воду.
Для предотвращения смешивания гелеобразующего раствора с закачиваемой для заводнения пласта водой гелеобразующий раствор проталкивают оторочкой умягченной морской или пластовой воды. В результате создания гелевого экрана на определенном расстоянии от ствола нагнетательной скважины и закупоривания высокопроницаемых обводненных участков, закачанная следом вода, огибая препятствие, будет вовлекать в разработку низкопроницаемые нефтенасыщенные зоны.
Гелеобразующие композиции готовились путем перемешивания компонентов раствора, были использованы жидкое натриевое стекло или силикат натрия (ГОСТ 13078-81), КМЦ (ГОСТ 5.588-70), пресная вода.
При температурах 40, 50, 60, 70, 80, 90 и 100°С и различной концентрации в растворе силиката натрия и КМЦ исследовался процесс гелеобразования. Приготовленные в стеклянных колбах растворы накрывали и выдерживали в водяной бане при определенной температуре до образования геля. Результаты показаны в табл. 1.
Таблица 1
| Концентрация NaiSiCh, % | Концентрация КМЦ, % | Время гелеобразования (в часах) при температуре | ||||||
| 40°С | 50°С | 60°С | 70°С | 80°С | 90°С | 100°С | ||
| 4 | 0.3 | - | - | - | 24 | 20 | ||
| 0.5 | - | - | 30 | 26 | 22 | 20 | ||
| 0.7 | 30 | 28 | 28 | 26 | ||||
| 1 | - | 30 | 30 | 28 | 28 | |||
| 6 | 0.3 | 40 | 38 | 36 | 30 | 28 | 26 | |
| 0.5 | 48 | 36 | 32 | 26 | 22 | 18 | 12 | |
| 0.7 | 46 | 44 | 42 | 38 | 37 | 35 | 33 | |
| 1 | 46 | 42 | 42 | 42 | 40 | 40 | 40 | |
| 8 | 0.3 | 52 | 50 | 50 | 48 | 48 | 46 | 44 |
| 0.5 | 50 | 50 | 48 | 48 | 46 | 46 | 42 | |
| 0.7 | 51 | 51 | 50 | 50 | 50 | 49 | 49 | |
| 1 | 52 | 52 | 51 | 51 | 51 | 50 | 50 |
| 10 | 0.3 | 54 | 54 | 52 | 50 | 50 | 48 | 47 |
| 0.5 | 53 | 54 | 52 | 51 | 51 | 50 | 50 | |
| 0.7 | 53 | 53 | 53 | 52 | 52 | 51 | 51 | |
| 1 | 53 | 53 | 52 | 52 | 51 | 51 | 50 |
Как видно из табл. 1, при концентрации силиката натрия 4%, КМЦ 0,3% до температуры 90°С гелеобразования не происходит. При концентрации силиката натрия 4%, КМЦ 0,5-1% до 70°С гелеобразования не наблюдается. При увеличении температуры процесс гелеобразования идет быстрее. Физикохимические свойства приготовленных растворов при 20°С приведены в табл. 2. Из табл. 2 видно, что при добавке КМЦ рН системы растет, за счет чего и увеличивается время гелеобразования. Увеличение вязкости раствора способствует выравниванию фронта вытеснения.
- 2 034719
Таблица 2
| Концентрация Na2SiO3, % | Концентрация КМЦ, % | При 20°С | pH | ||
| Динамическая вязкость, мПа-с | Кинематическая вязкость, мм2/с | Плотность 103, кг/м3 | |||
| 4 | - | 1.2845 | 1.2446 | 1.0320 | 11.3 |
| 0.3 | 2.0792 | 2.0126 | 1.0331 | 11.5 | |
| 0.5 | 2.2354 | 2.1624 | 1.0338 | 11.6 | |
| 0.7 | 3.2639 | 3.1523 | 1.0354 | 11.6 | |
| 1 | 3.6962 | 3.5636 | 1.0372 | 11.6 | |
| 6 | - | 1.4128 | 1.3457 | 1.0499 | 11.5 |
| 0.5 | 2.4572 | 2.3334 | 1.0531 | 11.6 | |
| 0.7 | 3.0618 | 23047 | 1.0541 | 11.7 | |
| 1 | 4.0288 | 3.9870 | 1.0555 | 11.7 | |
| 8 | - | 1.5829 | 1.48.25 | 1.0678 | 11.7 |
| 0.5 | 2.7777 | 2.5932 | 1.0712 | 11.8 | |
| 0.7 | 2.7372 | 3.4835 | 1.0728 | 11.8 | |
| 1 | 4.5018 | 4.1913 | 1.0741 | 11.8 | |
| 10 | - | 1.7407 | 1.6023 | 1.0864 | 11.7 |
| 0.5 | 3.0744 | 2.8201 | 1.0902 | 11.8 | |
| 0.7 | 4.1863 | 3.8362 | 1.0913 | 11.9 | |
| 1 | 5.0763 | 4.6418 | 1.0936 | 11.9 |
Для проталкивания гелеобразующего реагента и предотвращения смешивания гелеобразующего реагента с пластовой и нагнетаемой для заводнения пласта водой закачивают оторочку умягченной морской или пластовой воды, которую получают следующим способом:
Композицию, полученную при добавке 5% силиката натрия и 0,3% этилового спирта к пресной воде, добавляют к морской воде. В табл. 3 показаны результаты исследований влияния добавки определенного количества указанной композиции к морской воде на ее основные показатели.
Как видно из табл. 3, с увеличением концентрации композиции в морской воде количество ионов Са и Mg в воде уменьшается. При добавке 7% композиции к морской воде количество этих ионов равняется нулю. Кроме этого при данной концентрации улучшаются и другие показатели морской воды (поверхностное натяжение, угол смачивания и рН).
Таблица 3
| Концентрация композиции в морской воде, % | Са2+ мг/л (ppm) | Mg2+ мг/л (ppm) | Поверхностное натяжение, мН/м | Угол смачивания, О | pH |
| 0 | 220 | 828 | 38,7 | 41,1 | 7,8 |
| 1 | 60 | 96 | 20,1 | 33,7 | 8,2 |
| 3 | 40 | 36 | 16,5 | 32,1 | 8,8 |
| 5 | 20 | 16 | 11,1 | 29,3 | 9 |
| 7 | 0 | 0 | 5,3 | 20,9 | 9,7 |
Из табл. 3 видно, что при добавке 7% композиции к морской воде соли, придающие ей жесткость, полностью осаждаются. Далее морская вода фильтруется и полностью очищается от осадка. В результате получается умягченная морская вода. Умягченная пластовая вода получается тем же способом.
Пример 1.
На основе геологических и геофизических исследований определяют необходимые для изоляции интервалы и площадь.
Геолого-физические показатели месторождения следующие: проницаемость пласта к =0,25 мкм2 мощность пласта й=10м давление на контуре питания Pk = 20 Мпа давление в скважине Pc = 18Мпа объемный коэффициент жидкости b = 1 вязкость жидкости в пластовых условиях μ = 1,3 мПа-с радиус контура питания Rk = 50 м радиус скважины Rc = 0,1 м.
На основе уравнения Дюпюи рассчитаем расход жидкости
2nkh-(Pk-Pc) <2 = n bp · = 2-3,14-0,25-lQ-12-10-(20*106-18*10б) V 1-1,ЗТ0_3-1п(50/0,1)’
На основе геолого-физических параметров определим объем жидкости, необходимый для закачки в пласт по формуле V = s-h-m, S - площадь , которую необходимо заблокировать (по результатам геолого
- 3 034719 геофизического анализа S = 250 м2), h - мощность пласта, m - пористость.
V = 250-10-0,2 = 500 м3
Определим время, необходимое для закачки композиции в пласт:
IV ЧОО τ t = L = auu =128,534 -103 с=35,7 часов
Q 3,89-10-3 ’
При температуре пласта 80°С и необходимом времени для гелеобразования 36 ч необходимо закачать композицию, состоящую на 6% из силиката натрия и 0,7% из КМЦ (остальное пресная вода).
Способ также испытан в лабораторных условиях на линейной модели пласта. Рассмотрим случай для пластовой температуры 80°С. Длина линейной модели пласта составляла 0,8 м, внутренний диаметр 0,04 м. После полного насыщения пористой среды, состоящей из кварцевого песка, водой определяли ее проницаемость. В экспериментальных исследованиях использовались гидрокарбонатная (щелочная) пластовая вода с рН=8 и хлоркальциевая (жесткая) пластовая вода с рН=6 (табл. 4).
Затем на вход модели подают раствор силиката натрия с добавкой КМЦ и проталкивают гелеобразующий раствор умягченной морской водой. В экспериментах с жесткой пластовой водой для предотвращения ее смешивания с гелеобразующим раствором, в модель перед раствором силиката натрия с добавкой КМЦ закачивают умягченную морскую воду. Модель закрывают с обеих концов на определенное время (время гелеобразования, указанное в табл. 1). По истечении этого времени вход модели вновь соединяется с соответствующей пластовой водой, которой производится насыщение и определяется проницаемость пористой среды. Например, в опыте № 2 после насыщения модели пласта щелочной водой и определения проницаемости по воде, которая составила 1,38-10-12 м2, в модель закачивали 4% раствор Na2SiO3 с добавкой 0,5% КМЦ в размере 15% от объема пор и проталкивали раствор умягченной морской водой в размере 5% от объема пор. Далее модель закрывали на период гелеобразования 26 ч (табл.
1), по истечении которого продолжали прокачку пластовой воды и определяли конечную проницаемость (0,63-10-12 м2). Отношение начальной проницаемости к конечной (фактор сопротивления) показывает эффективность предлагаемого способа (табл. 4).
В случае насыщения модели высокоминерализованной водой хлоркальциевого типа (жесткой водой) в модель перед гелеобразующей композицией закачивалась оторочка умягченной морской воды в размере 5% от объема пор. Для сравнения эксперименты проводились по прототипу. Результаты экспериментальных исследований показаны в табл. 4.
Таблица 4
| № опыта | Начальная проницаемость, Кь 10-12 м2 | Рабочие агенты, закачанные в модель | Конечная проницаемость модели, К2, 10-’2м2 | Фактор сопротивления |
| Эксперименты с щелочной пластовой водой | ||||
| 1 | 1,36 | 4 % Na2SiO3+0,3 % КМЦ | 1,02 | 1,33 |
| 2 | 1,38 | 4 % Na2SiO3+0,5 % КМЦ | 0,63 | 2,19 |
| 3 | 1,35 | 4 % Na2SiO3+0,7 % КМЦ | 0,65 | 2,08 |
| 4 | 1,36 | 4%Na2SiO3+l % КМЦ | 0,64 | 2,13 |
| 5 | 1,33 | 6 % Na2SiO3+0,3 % КМЦ | 0,61 | 2,18 |
| 6 | 1,37 | 6 % Na2SiO3+0,5 % КМЦ | 0,6 | 2,28 |
| 7 | 1,35 | 6 % Na2SiO3+0,7 % КМЦ | 0,61 | 2,21 |
| 8 | 1,34 | 6 % Na2SiO3+l % КМЦ | 0,63 | 2,13 |
| 9 | 1,34 | 8 % Na2SiO3+0,3 % КМЦ | 0,6 | 2,23 |
| 10 | 1,36 | 8 % Na2SiO3+0,5 % КМЦ | 0,63 | 2,16 |
| 11 | 1,35 | 8 % Na2SiO3+0,7 % КМЦ | 0,65 | 2,08 |
| 12 | 1,32 | 8 % Na2SiO3+l % КМЦ | 0,61 | 2,16 |
| 13 | 1,34 | 10 % Na2SiO3+0,3 % КМЦ | 0,63 | 2,13 |
| 14 | 1,33 | 10 % Na2SiO3+0,5 % КМЦ | 0,61 | 2,18 |
| 15 | 1,34 | 10 % Na2SiO3+0,7 % КМЦ | 0,61 | 2,2 |
| 16 | 1,35 | 10%Na2SiO3+l % КМЦ | 0,59 | 2,29 |
| Эксперименты с жесткой пластовой водой | ||||
| 17 | 1,27 | Умягченная вода, 4 % Na2SiO3+0,3 % КМЦ | 1,0 | 1,27 |
| 18 | 1,25 | Умягченная вода, 4 % Na2SiO3+0,5 % КМЦ | 0,45 | 2,78 |
| 19 | 1,25 | Умягченная вода, 4 % Na2SiO3+0,7 % КМЦ | 0,42 | 2,98 |
| 20 | 1,27 | Умягченная вода, 4 % Na2SiO3+l % КМЦ | 0,40 | 3,18 |
| 21 | 1,28 | Умягченная вода, 6 % Na2SiO3+0,3 % КМЦ | 0,41 | 3,12 |
| 22 | 1,26 | Умягченная вода, 6 % Na2SiO3+0,5 % КМЦ | 0,38 | 3,32 |
| 23 | 1,26 | Умягченная вода, 6 % Na2SiO3+0,7 % КМЦ | 0,42 | 3,0 |
| 24 | 1,27 | Умягченная вода, 6 % Na2SiO3+l % КМЦ | 0,44 | 2,89 |
| 25 | 1,28 | Умягченная вода, 8 % Na2SiO3+0,3 % КМЦ | 0,41 | 3,12 |
| 26 | 1,27 | Умягченная вода, 8 % Na2SiO3+0,5 % КМЦ | 0,38 | 3,34 |
| 27 | 1,25 | Умягченная вода, 8 % Na2SiO3+0,7 % КМЦ | 0,44 | 2,84 |
| 28 | 1,25 | Умягченная вода, 8 % Na2SiO3+l % КМЦ | 0,42 | 2,98 |
| 29 | 1,28 | Умягченная вода, 10 % Na2SiO3+0,3 % КМЦ | 0,47 | 2,72 |
| 30 | 1,29 | Умягченная вода, 10 % Na2SiO3+0,5 % КМЦ | 0,43 | 3,0 |
| 31 | 1,30 | Умягченная вода, 10 % Na2SiO3+0,7 % КМЦ | 0,43 | 3,02 |
| 32 | 1,29 | Умягченная вода, 10%Na2SiO3+l % КМЦ | 0,42 | 3,07 |
| 33 | 1,35 | Маэ8Ют.цеолитсодержащая порода, обработанная кислотой | 0,95 | 1,42 |
В дальнейшем на линейных моделях пласта проведены экспериментальные исследования по изучению влияния процесса гелеобразования на вытеснение остаточной нефти из обводненного пласта. Экспериментальные исследования проводились при термостатировании 80°С в обводненной неоднородной
- 4 034719 модели пласта, содержащей в порах остаточную нефть.
После создания в линейной модели пласта, геометрические размеры которой показаны выше, слоистой пористой среды с различной проницаемостью (проницаемость высокопроницаемого слоя пористой среды на порядок выше проницаемости низкопроницаемого слоя), в пористой среде создают начальную нефтенасыщенность и остаточную водонасыщенность. Затем нефть вытеснялась пластовой водой. Как в предыдущей серии экспериментов, в данных исследованиях также использовались щелочная и жесткая пластовые воды. Затем на вход модели при термостатировании (при температуре 80°С) подается раствор силиката натрия в пресной воде с добавкой КМЦ, проталкивают гелеобразующий раствор умягченной пластовой водой и оба конца модели закрываются на период гелеобразования. В случае если вода в порах жесткая предварительно закачивается оторочка умягченной пластовой воды в размере 5% от объема пор. По истечении времени со входа модели закачивают пластовую воду и наблюдают за вытеснением остаточной нефти. Например, в опыте № 2 после создания начальной нефтенасыщенности и остаточной водонасыщенности нефть вытеснялась щелочной пластовой водой, при этом коэффициент вытеснения составил 0,58. Затем в модель подавался 4% раствор Na2SiO3 с добавкой 0,5% КМЦ в объеме 15% от объема пор, который проталкивался оторочкой умягченной пластовой воды в размере 5% от объема пор и модель закрывалась на 26 ч (время гелеобразования). По истечении этого времени продолжали прокачку через модель пластовой воды и замеряли количество вытесненной нефти. После прокачки 2 объемов пор пластовой воды из модели фильтровалась чистая вода. Коэффициент вытеснения нефти из модели после закачки реагентов составил 0,741, а прирост коэффициента нефтевытеснения 16,1% (табл. 5).
Таблица 5
| № опыта | Коэффициент нефтевытеснения до закачки реагентов, д. ед. | Рабочие агенты, закачанные в модель | Коэффициент нефтевытеснения после закачки реагентов, д. ед. | Прирост коэффициента нефтевытеснения, % | Объем рабочего агента, необходимый для вытеснения остаточной нефти, в объемах пор |
| Эксперименты с щелочной пластовой водой | |||||
| 1 | 0,61 | 4 % Na2SiO3+0,3 % КМЦ | 0,675 | 6,5 | 2,15 |
| 2 | 0,58 | 4 % Na2SiO3+0,5 % КМЦ | 0,741 | 16,1 | 2,0 |
| 3 | 0,57 | 4 % Na2SiO3+0,7 % КМЦ | 0,742 | 17,2 | 1,95 |
| 4 | 0,58 | 4%Na2SiO3+l % КМЦ | 0,75 | 17,0 | 1,90 |
| 5 | 0,60 | 6 % Na2SiO3+0,3 % КМЦ | 0,769 | 16,9 | 1,95 |
| 6 | 0,61 | 6 % Na2SiO3+0,5 % КМЦ | 0,801 | 19,1 | 1,75 |
| 7 | 0,62 | 6 % Na2SiO3+0,7 % КМЦ | 0,809 | 18,9 | 1,80 |
| 8 | 0,63 | 6%Na2SiO3+l % КМЦ | 0,812 | 18,2 | 1,75 |
| 9 | 0,61 | 8 % Na2SiO3+0,3 % КМЦ | 0,795 | 18,5 | 1,85 |
| 10 | 0,62 | 8 % Na2SiO3+0,5 % КМЦ | 0,806 | 18,6 | 1,85 |
| 11 | 0,60 | 8 % Na2SiO3+0,7 % КМЦ | 0,786 | 18,6 | 1,80 |
| 12 | 0,58 | 8%Na2SiO3+l % КМЦ | 0,763 | 18,3 | 1,90 |
| 13 | 0,6 | 10 % Na2SiO3+0,3 % КМЦ | 0,78 | 18,0 | 1,95 |
| 14 | 0,59 | 10 % Na2SiO3+0,5 % КМЦ | 0,774 | 18,4 | 1,85 |
| 15 | 0,62 | 10 % Na2SiO3+0,7 % КМЦ | 0,804 | 18,4 | 1,85 |
| 16 | 0,61 | 10%Na2SiO3+l % КМЦ | 0,792 | 18,2 | 1,90 |
| Эксперименты с жесткой пластовой водой | |||||
| 17 | 0,55 | Умягченная вода, 4 % Na2SiO3+0,3 % КМЦ | 0,631 | 8,1 | 2,20 |
| 18 | 0,56 | Умягченная вода, 4 % Na2SiO3+0,5 % КМЦ | 0,735 | 17,5 | 2,05 |
| 19 | 0,56 | Умягченная вода, 4 % Na2SiO3+0,7 % КМЦ | 0,739 | 17,9 | 1,95 |
| 20 | 0,56 | Умягченная вода, 4 % Na2SiO3+l % КМЦ | 0,745 | 18,5 | 1,85 |
| 21 | 0,57 | Умягченная вода, 6 % Na2SiO3+0,3 % КМЦ | 0,749 | 17,9 | 1,80 |
| 22 | 0,57 | Умягченная вода, 6 % Na2SiO3+0,5 % КМЦ | 0,767 | 19,7 | 1,70 |
| 23 | 0,56 | Умягченная вода, 6 % Na2SiO3+0,7 % КМЦ | 0,756 | 19,6 | 1,75 |
| 24 | 0,56 | Умягченная вода, 6 % Na2SiO3+l % КМЦ | 0,755 | 19,5 | 1,80 |
| 25 | 0,58 | Умягченная вода, 8 % Na2SiO3+0,3 % КМЦ | 0,769 | 18,9 | 1,85 |
| 26 | 0,54 | Умягченная вода, 8 % Na2SiO3+0,5 % КМЦ | 0,73 | 19,0 | 1,85 |
| 27 | 0,57 | Умягченная вода, 8 % Na2SiO3+0,7 % КМЦ | 0,76 | 19,0 | 1,8, |
| 28 | 0,55 | Умягченная вода, 8 % Na2SiO3+l % КМЦ | 0,741 | 19,1 | 1,75 |
| 29 | 0,58 | Умягченная вода, 10 % Na2SiO3+0,3 % КМЦ | 0,768 | 18,8 | 1,80 |
| 30 | 0,55 | Умягченная вода, 10 % Na2SiO3+0,5 % КМЦ | 0,739 | 18,9 | 1,90 |
| 31 | 0,56 | Умягченная вода, 10 % Na2SiO3+0,7 % КМЦ | 0,775 | 19,0 | 1,85 |
| 32 | 0,55 | Умягченная вода, 10 % Na2SiO3+l % КМЦ | 0,74 | 19,0 | 1,85 |
| 33 | 0,59 | Ха281О3,цеолитсодержащая порода, обработанная кислотой | 0,68 | 9,0 | 2,4 |
Установлено, при закачке в случае необходимости оторочки умягченной пластовой воды, затем предложенного гелеобразующего раствора, проталкивании его умягченной пластовой или морской водой и выдержке соответственно табл 1 и дальнейшем нагнетании пластовой воды из слоисто-неоднородной пористой среды можно вытеснить до 19,7% остаточной нефти. Отсюда можно сделать вывод, что добавка к силикату натрия КМЦ, способствует к более глубокому проникновению в пористую среду раствора и образованию геля. Нагнетаемая после оторочки пластовая вода подключает низкопроницаемые нефтяные зоны к разработке. Изменяя концентрации силиката натрия и КМЦ можно регулировать время гелеобразования раствора. В исследованиях по прототипу прирост коэффициент вытеснения составил 9%.
В промысловых условиях процесс осуществляется следующим образом:
На основе геологических и геофизических исследований устанавливают интервалы и площадь, необходимые для изоляции. Определяют необходимые для данных условий концентрации силиката натрия
- 5 034719 и КМЦ. После этого обследуют состояние нагнетательной скважины, в случае необходимости промывают песчаную пробку. На устье скважины готовят гелеобразующий раствор силиката натрия и КМЦ необходимой концентрации и умягченную морскую или пластовую воду. Если пластовая вода жесткая перед закачкой водного раствора силиката натрия с добавкой КМЦ в пласт закачивают умягченную морскую или пластовую воду. Затем в скважину с помощью насосного агрегата закачивают гелеобразующий раствор. Продвигаемый по направлению высокопроницаемой зоны гелеобразующий раствор проталкивают умягченной морской или пластовой водой с последующим заводнением пласта.
Преимуществом предложенного изобретения является возможность регулирования процесса гелеобразования. Гелевый экран образуется на требуемом расстоянии от ствола нагнетательной скважины и дальнейшая закачка воды способствует повышению охвата воздействием и в целом нефтеотдачи пласта.
Литература
1) Патент РФ № 2103491, МКИ Е21В 43/22, опубл. 1998 г.
2) Патент РФ № 2133825, МКИ Е21В 43/22, опубл. 1999 г.
3) Патент РФ № 2157451, МКИ Е21В 43/22, опубл. 2000 г.
Claims (2)
1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку в пласт гелеобразующего реагента водного раствора силиката натрия, отличающийся тем, что перед закачкой водного раствора силиката натрия предварительно проводят геофизические исследования пласта, в водный раствор силиката натрия добавляют карбоксилметилцеллюлозу (КМЦ), при этом концентрацию силиката натрия и КМЦ подбирают в зависимости от температуры на данной глубине пласта и времени, необходимых для гелеобразования в соотношении: силикат натрия 4-10%, КМЦ 0,3-1,0%, пресная вода - остальное, а после закачки гелеобразующего реагента его проталкивают оторочкой умягченной морской или пластовой воды.
2. Способ разработки нефтяной залежи по п.1, отличающийся тем, что дополнительно перед закачкой водного раствора силиката натрия с добавкой КМЦ в пласт закачивают оторочку умягченной морской или пластовой воды.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EA201800281A EA034719B1 (ru) | 2018-03-07 | 2018-03-07 | Способ разработки обводненного пласта |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EA201800281A EA034719B1 (ru) | 2018-03-07 | 2018-03-07 | Способ разработки обводненного пласта |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201800281A1 EA201800281A1 (ru) | 2019-09-30 |
| EA034719B1 true EA034719B1 (ru) | 2020-03-12 |
Family
ID=68000197
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201800281A EA034719B1 (ru) | 2018-03-07 | 2018-03-07 | Способ разработки обводненного пласта |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| EA (1) | EA034719B1 (ru) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4004639A (en) * | 1976-03-17 | 1977-01-25 | Union Oil Company Of California | Selectively plugging the more permeable strata of a subterranean formation |
| RU2112873C1 (ru) * | 1995-06-19 | 1998-06-10 | Научно-производственное товарищество с ограниченной ответственностью "Нафта-С" | Способ обработки пласта нефтяных месторождений |
| RU2157451C2 (ru) * | 1998-08-12 | 2000-10-10 | Научно-производственное предприятие "Девон" | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2280757C1 (ru) * | 2005-03-03 | 2006-07-27 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Уренгойгазпром" | Способ изоляции притока пластовых вод |
| RU2425967C1 (ru) * | 2009-11-23 | 2011-08-10 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Сургутский государственный университет Ханты-Мансийского автономного округа - Югры" | Способ повышения нефтеотдачи пластов |
-
2018
- 2018-03-07 EA EA201800281A patent/EA034719B1/ru active IP Right Revival
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4004639A (en) * | 1976-03-17 | 1977-01-25 | Union Oil Company Of California | Selectively plugging the more permeable strata of a subterranean formation |
| RU2112873C1 (ru) * | 1995-06-19 | 1998-06-10 | Научно-производственное товарищество с ограниченной ответственностью "Нафта-С" | Способ обработки пласта нефтяных месторождений |
| RU2157451C2 (ru) * | 1998-08-12 | 2000-10-10 | Научно-производственное предприятие "Девон" | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2280757C1 (ru) * | 2005-03-03 | 2006-07-27 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Уренгойгазпром" | Способ изоляции притока пластовых вод |
| RU2425967C1 (ru) * | 2009-11-23 | 2011-08-10 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Сургутский государственный университет Ханты-Мансийского автономного округа - Югры" | Способ повышения нефтеотдачи пластов |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EA201800281A1 (ru) | 2019-09-30 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2544213C2 (ru) | Способ добычи нефти из подземных нефтяных месторождений | |
| RU2456439C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины | |
| CN109996930B (zh) | 处理井底地层带的方法 | |
| RU2614827C2 (ru) | Способ добычи нефти из подземных нефтяных месторождений | |
| RU2386803C1 (ru) | Способ кислотной обработки призабойной зоны терригенного коллектора | |
| RU2597593C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных и ограничения водопритока в добывающих скважинах | |
| RU2467165C2 (ru) | Способ регулирования разработки нефтяного месторождения | |
| RU2397195C1 (ru) | Гелеобразующие составы для ограничения водопритока в скважину | |
| EA034719B1 (ru) | Способ разработки обводненного пласта | |
| RU2475635C1 (ru) | Способ разработки обводненной нефтяной залежи | |
| RU2142557C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2271444C1 (ru) | Способ изоляции водопроницаемого пласта | |
| RU2298088C1 (ru) | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта | |
| RU2451168C1 (ru) | Способ регулирования фронта заводнения нефтяных пластов | |
| RU2346151C1 (ru) | Способ регулирования разработки нефтяных месторождений (варианты) | |
| RU2396419C1 (ru) | Способ изоляции водопритока к добывающим нефтяным скважинам | |
| RU2191894C1 (ru) | Способ регулирования разработки нефтяного пласта | |
| RU2696686C2 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважин с целью интенсификации добычи нефти и газа | |
| RU2347899C1 (ru) | Способ разработки водонефтенасыщенных пластов заводнением | |
| RU2327032C2 (ru) | Способ добычи нефти | |
| RU2266398C2 (ru) | Способ повышения нефтеотдачи пластов | |
| RU2347896C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| RU2136869C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| RU2217575C2 (ru) | Способ изоляции обводнившихся участков пласта | |
| RU2747726C1 (ru) | Состав для потоковыравнивающих работ в нагнетательных скважинах |
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 |