RU2147671C1 - Состав для регулирования проницаемости пласта и изоляции водопритоков - Google Patents
Состав для регулирования проницаемости пласта и изоляции водопритоков Download PDFInfo
- Publication number
- RU2147671C1 RU2147671C1 RU98100629A RU98100629A RU2147671C1 RU 2147671 C1 RU2147671 C1 RU 2147671C1 RU 98100629 A RU98100629 A RU 98100629A RU 98100629 A RU98100629 A RU 98100629A RU 2147671 C1 RU2147671 C1 RU 2147671C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- composition
- formation
- soluble polymer
- sodium humate
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Separation Of Suspended Particles By Flocculating Agents (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для регулирования проницаемости пласта и изоляции водопритоков, применяемым для повышения нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов. Состав для регулирования проницаемости пласта и изоляции водопритоков содержит водорастворимый полимер типа полиакриламида или карбоксиметилцеллюлозы, или гидролизованного нитрильного волокна, гумат натрия и воду при следующем соотношении компонентов, мас.%: гумат натрия - 0,3-3,0; водорастворимый полимер типа полиакриламида или карбоксиметилцеллюлозы, или гидролизованного нитрильного волокна - 0,01-2,5; вода - остальное. Технический результат - повышение эффективности обработки. 6 табл.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для регулирования проницаемости пласта и изоляции водопритоков, применяемым для повышения нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов.
Известны составы для регулирования проницаемости пласта и изоляции водопритоков, основанные на применении силикатно-щелочных реагентов, водорастворимых полимеров, полимер-дисперсных систем и т.д. (Горбунов А.Т., Бученков Л. Н. Щелочное заводнение.- М.: Недра, 1989; Поддубный Ю.А., Сазонова В.М. и др. Применение новых водоизолирующих материалов для ограничения притока вод в нефтяные скважины.- М.: ВНИИОЭНГ, сер. "Нефтепромысловое дело", 1977.- 62 с. ; Кан В.А., Поддубный Ю.А. Гидрогели из растворов силиката натрия.- Нефт. хоз-во, 1984, N 10, с. 44-46).
Недостатком известных технических решений является недостаточная технологическая и экономическая эффективность.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому составу является состав, включающий щелочь, водорастворимый полимер и воду (Горбунов А. Т., Бученков Л.Н. Щелочное заводнение.- М.: Недра, 1989, с. 40-48).
Недостатком его является недостаточная эффективность.
Задачей изобретения является повышение эффективности обработки.
Указанная задача решается заявляемым составом, включающим, мас.%:
Гумат натрия - 0,3 - 3,0
Водорастворимый полимер типа полиакриламида или карбоксиметилцеллюлозы, или гидролизованного нитрильного волокна - 0,01 - 2,5
Вода - Остальное
Гумат натрия является действующей основой углещелочных и торфощелочных реагентов и образуется при взаимодействии гуминовых веществ бурого угля или торфа с щелочью по известным методикам (Баранов В.С. Глинистые растворы для бурения скважин в осложненных условиях.- М.: Гостоптехиздат, 1955.- 216 с.; Кистер Э. Г. Химическая обработка буровых растворов.- М.: Недра, 1972.- 392 с.). Возможно использование промышленно выпускаемого гумата натрия (углещелочного реагента) или приготовление его производить непосредственно на промысле из бурого угля и щелочи. Состав готовят путем смешения гумата натрия, водорастворимого полимера и пресной воды.
Гумат натрия - 0,3 - 3,0
Водорастворимый полимер типа полиакриламида или карбоксиметилцеллюлозы, или гидролизованного нитрильного волокна - 0,01 - 2,5
Вода - Остальное
Гумат натрия является действующей основой углещелочных и торфощелочных реагентов и образуется при взаимодействии гуминовых веществ бурого угля или торфа с щелочью по известным методикам (Баранов В.С. Глинистые растворы для бурения скважин в осложненных условиях.- М.: Гостоптехиздат, 1955.- 216 с.; Кистер Э. Г. Химическая обработка буровых растворов.- М.: Недра, 1972.- 392 с.). Возможно использование промышленно выпускаемого гумата натрия (углещелочного реагента) или приготовление его производить непосредственно на промысле из бурого угля и щелочи. Состав готовят путем смешения гумата натрия, водорастворимого полимера и пресной воды.
Эффективность достигается следующим способом. При смешении состава в пласте с минерализованными водами или специально закаченными оторочками растворов солей двух- и трехвалентных металлов происходит коагуляция и осаждение гуминовых веществ с образованием объемных и рыхлых осадков. Водорастворимый полимер увеличивает объем образующегося осадка и способствует образованию более крупных агрегатов гуминовых веществ, что повышает эффективность действия состава в высокопроницаемых пластах. Образование в обводненных высокопроницаемых зонах и пропластках объемных осадков способствует выравниванию фронта заводнения, снижению обводненности продукции, уменьшению непроизводительной закачки воды и вовлечению в разработку плохо дренированных участков пласта.
Состав для регулирования проницаемости пласта может быть применен на средней и поздней стадиях разработки нефтяных месторождений с неоднородными пластами.
Эффективность состава определяют экспериментально по нижеописанным методикам. Результаты исследований приведены в табл. 1-6.
Пример 1. Исследование проводили на примере Арланского и Уршакского месторождений с использованием гуматного бурового реагента БРЕГ-1 (ТУ 258-004-20672718-93), содержащего 30% гумата натрия, и полимеров: КМЦ-500, ПАА CS-30, гидролизованное нитрильное волокно "Гивпан" и Alcomer-507. Состав готовили путем растворения БРЕГ-1 и полимера в воде.
В мерных пробирках в различных объемных соотношениях смешивали состав и минерализованную воду, что моделировало процесс их смешения в пласте. Объем образующегося осадка измеряли визуально. Осадки выдерживали до прекращения изменения объема. Процесс старения осадков в основном завершался за 4-7 суток при 20oC. Осадкообразующее действие состава определяли по отношению объема состаренного осадка (Vос) к общему объему смешанных растворов гумата натрия и осадителя (Vоб)
α = (Vос / Vоб) • 100%,
где α - объемная доля состаренного осадка от общего объема в %.
α = (Vос / Vоб) • 100%,
где α - объемная доля состаренного осадка от общего объема в %.
Данные эксперимента приведены в табл. 1 и 2. Полученные данные показывают, что при смешении состава с минерализованными водами происходит образование значительных объемов осадка, что указывает на способность состава снижать проницаемость промытых водопроводящих зон и пропластков. Объем осадка и его плотность увеличиваются по мере роста концентрации гуматов и полимеров в растворе. Наибольший объем осадков образуется при использовании составов с ПАА CS-30.
Полученные данные показывают на возможность эффективного применения состава для регулирования проницаемости пласта и изоляции водопритоков на месторождениях с минерализованными пластовыми и закачиваемыми водами.
Пример 2. Исследование проводили с использованием в качестве осадителей растворов хлоридов кальция и алюминия. Эксперимент проводили при 80oC. Методика эксперимента описана в примере 1. Результаты эксперимента приведены в табл. 3.
Полученные данные показывают, что состав может быть использован для регулирования проницаемости неоднородного пласта и изоляции водопритоков на месторождениях с низкоминерализованными водами и высокими пластовыми температурами.
Пример 3. Важной характеристикой для составов, предназначенных для закачки в пласт, является вязкость. Исследование реологических характеристик состава проводили с помощью ротационного вискозиметра "Реотест-2". Данные приведены в табл. 4.
Полученные данные показывают, что добавка ПАА повышает вязкость состава и придает раствору вязкопластичные свойства. Рост концентрации гумата натрия и полимера приводит к росту вязкости состава. Повышенная вязкость и вязкопластичные свойства способствуют росту регулирующей способности состава.
Пример 4. В фильтрационных экспериментах применяли линейные насыпные модели пласта Уршакского месторождения. Подготовку моделей пласта к экспериментам проводили по общепринятым методикам. Эксперимент проводили при 20oC и постоянной скорости фильтрации. Характеристика моделей пласта и результаты экспериментов приведены в табл. 5-6.
Через модель пласта фильтровали минерализованную воду до стабилизации перепада давления. Затем в модель последовательно закачивали буфер пресной воды (0,08-0,09 поровых объемов (PV)), оторочку состава (0,41 PV), опять буфер пресной воды (0,08-0,09 PV) и оторочку минерализованной воды (0,40-0,41 PV). Затем модель выдерживали при комнатной температуре в течение 3,7-3,8 суток, что необходимо для завершения процессов образования и старения осадков. После этого через модель фильтровали минерализованную воду до стабилизации перепада давления. Действие состава оценивали по изменению проницаемости модели после закачки состава (k1/k2), по максимальному перепаду давления (ΔPмак) и степени роста перепада давления в ходе фильтрации или продавки оторочки состава через модель пласта (ΔPмак/ΔP1).
Данные табл. 6 показывают, что в ходе закачки и продавки состава в модель пласта происходит рост перепада давления и снижение проницаемости. Максимальный рост фильтрационного сопротивления (ΔPмак/ΔP1) составил 41-182. Состав создает значительное остаточное сопротивление. После воздействия проницаемость модели уменьшается в 13,9-16 раз.
Данные табл. 6 показывают, что в ходе закачки и продавки состава в модель пласта происходит рост перепада давления и снижение проницаемости. Максимальный рост фильтрационного сопротивления (ΔPмак/ΔP1) составил 41-182. Состав создает значительное остаточное сопротивление. После воздействия проницаемость модели уменьшается в 13,9-16 раз.
Полученные данные подтверждают высокую эффективность заявляемого состава. Применение состава в нефтедобывающей промышленности позволит:
- повысить эффективность извлечения нефти из неоднородных коллекторов;
- уменьшить обводненность добываемой продукции и непроизводительную закачку воды;
- снизить затраты на водоизоляционные работы;
- улучшить охрану окружающей среды.
- повысить эффективность извлечения нефти из неоднородных коллекторов;
- уменьшить обводненность добываемой продукции и непроизводительную закачку воды;
- снизить затраты на водоизоляционные работы;
- улучшить охрану окружающей среды.
Claims (1)
- Состав для регулирования проницаемости пласта и изоляции водопритоков, включающий водорастворимый полимер, щелочь и воду, отличающийся тем, что он содержит водорастворимый полимер типа полиакриламида, или карбоксиметилцеллюлозы, или гидролизованного нитрильного волокна, а в качестве щелочи - гумат натрия при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Гумат натрия - 0,3 - 3,0
Водорастворимый полимер типа полиакриламида, или карбоксиметилцеллюлозы, или гидролизованного нитрильного волокна - 0,01 - 2,5
Вода - Остальное
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU98100629A RU2147671C1 (ru) | 1998-01-15 | 1998-01-15 | Состав для регулирования проницаемости пласта и изоляции водопритоков |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU98100629A RU2147671C1 (ru) | 1998-01-15 | 1998-01-15 | Состав для регулирования проницаемости пласта и изоляции водопритоков |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU98100629A RU98100629A (ru) | 1999-11-10 |
RU2147671C1 true RU2147671C1 (ru) | 2000-04-20 |
Family
ID=20201177
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU98100629A RU2147671C1 (ru) | 1998-01-15 | 1998-01-15 | Состав для регулирования проницаемости пласта и изоляции водопритоков |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2147671C1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2461600C1 (ru) * | 2011-04-13 | 2012-09-20 | Открытое акционерное общество "Азимут" | Утяжеленный буровой раствор |
-
1998
- 1998-01-15 RU RU98100629A patent/RU2147671C1/ru not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
ГОРБУНОВ А.Т., БУЧЕНКОВ Л.Н. Щелочное заводнение. - М.: Недра, 1989, с.40 - 48. Методы изоляции пластов при бурении и эксплуатации скважин, Обзор. - М.: ВНИИОЭНГ, 1972, с.48. * |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2461600C1 (ru) * | 2011-04-13 | 2012-09-20 | Открытое акционерное общество "Азимут" | Утяжеленный буровой раствор |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US4137182A (en) | Process for fracturing well formations using aqueous gels | |
CA1181579A (en) | Enhanced oil recovery methods and systems | |
US7678742B2 (en) | Drill-in fluids and associated methods | |
US3039529A (en) | Secondary recovery of petroleum | |
US7678743B2 (en) | Drill-in fluids and associated methods | |
RU2057780C1 (ru) | Способ предотвращения или уменьшения поглощения буровой жидкости при бурении скважин в формации нефтеносной породы | |
US3556221A (en) | Well stimulation process | |
CA1209009A (en) | Polyampholytes and their use | |
NL8200009A (nl) | Verbeterde olieverplaatsingsprocessen en samenstelling. | |
RU2105868C1 (ru) | СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ СОДЕРЖАНИЯ ИОНОВ ЖЕЛЕЗА Fe+3 В ВОДНОЙ ЖИДКОСТИ ДЛЯ ГИДРОРАЗРЫВА НЕФТЯНОГО ПЛАСТА | |
US4193453A (en) | Method for consolidating sand or water control in subterranean formations | |
WO2005028588A1 (en) | Methods and compositions for treating subterranean zones | |
RU2581070C1 (ru) | Применение титанового коагулянта для обработки обводненного нефтяного пласта | |
RU2467163C1 (ru) | Способ технологической обработки ствола скважины, преимущественно пологой и горизонтальной, для удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта | |
WO2005014972A1 (en) | Compositions and methods for preventing coagulation of water-in-oil emulsion polymers in aqueous saline well treating fluids | |
RU2689937C1 (ru) | Сухокислотный состав для кислотной обработки карбонатных и терригенных коллекторов и способ его применения | |
RU2386803C1 (ru) | Способ кислотной обработки призабойной зоны терригенного коллектора | |
RU2147671C1 (ru) | Состав для регулирования проницаемости пласта и изоляции водопритоков | |
RU2540767C1 (ru) | Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта после первичного вскрытия для восстановления фильтрационно-емкостных свойств коллектора | |
RU2597593C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных и ограничения водопритока в добывающих скважинах | |
RU2693104C1 (ru) | Состав реагента для разработки нефтяного месторождения заводнением и способ его применения | |
RU2716316C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
RU2167280C2 (ru) | Способ разработки неоднородной залежи углеводородов | |
RU2149980C1 (ru) | Состав для регулирования проницаемости неоднородного пласта | |
RU2396419C1 (ru) | Способ изоляции водопритока к добывающим нефтяным скважинам |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20100116 |