RU2149980C1 - Состав для регулирования проницаемости неоднородного пласта - Google Patents
Состав для регулирования проницаемости неоднородного пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2149980C1 RU2149980C1 RU97118163A RU97118163A RU2149980C1 RU 2149980 C1 RU2149980 C1 RU 2149980C1 RU 97118163 A RU97118163 A RU 97118163A RU 97118163 A RU97118163 A RU 97118163A RU 2149980 C1 RU2149980 C1 RU 2149980C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- water
- permeability
- reservoir
- formation
- 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, применяемым для повышения нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов. Состав содержит: углещелочной реагент (в пересчете на сухое вещество) 0,3-7,5 мас.%, вода - остальное. Технический результат - повышение эффективности обработки, выравнивание фронта заводнения, уменьшение непроизводительной закачки воды. 5 табл.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для регулирования проницаемости пласта, применяемым для повышения нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов.
Известны составы для регулирования проницаемости пласта, основанные на применении силикатно-щелочных реагентов, водорастворимых полимеров, полимердисперсных 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., 1984, N 10, с. 44-46).
Недостатком известных технических решений является недостаточная технологическая и экономическая эффективность.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому составу является состав, содержащий гидроксид натрия и воду ( Горбунов А.Т., Бученков Л.Н. Щелочное заводнение.- М.: Недра, 1989, с. 52-53).
Недостатком его является недостаточная эффективность, связанная с малым объемом образующихся в пласте осадков.
Задачей изобретения является повышение эффективности обработки. Указанная задача решается заявляемым составом, содержащим, мас.%:
углещелочной реагент (в пересчете на сухое вещество) - 0.3-7.5
пресная вода - остальное
Используемый углещелочной реагент (УЩР) является продуктом взаимодействия бурого угля 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 УЩР или готовить его непосредственно на промысле из бурого угля и щелочи. Состав готовят путем смешения УЩР и технической пресной воды.
углещелочной реагент (в пересчете на сухое вещество) - 0.3-7.5
пресная вода - остальное
Используемый углещелочной реагент (УЩР) является продуктом взаимодействия бурого угля 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 УЩР или готовить его непосредственно на промысле из бурого угля и щелочи. Состав готовят путем смешения УЩР и технической пресной воды.
Эффективность состава достигается следующим способом. УЩР содержит в своем составе гумат натрия, мелкодисперсные углистые и неорганические частицы. Поэтому растворы УЩР сочетают свойства коллоидного раствора и дисперсии. При фильтрации состава в пласте дисперсные частицы кольматируют крупные поры и трещины водопроводящих каналов и пропластков пласта. Кроме того, происходит сорбция дисперсных коллоидных частиц на поверхности пор, что также снижает проницаемость высокопроницаемых участков пласта. В низкопроницаемые участки пласта состав проникает значительно труднее, что связано с малыми размерами пор. Поэтому влияние состава на проницаемость низкопроницаемых пористых сред будет меньшим. В случае месторождений с минерализованными водами происходит внутрипластовое смешение состава с минерализованной водой, что приводит к потере седиментационной стабильности (коагуляция) коллоидного раствора гумата натрия в результате роста ионной силы. Коагуляция происходит под действием одно-, двух- и трехвалентных катионов. Осаждение гуминовых веществ приводит к образованию в пласте объемных и рыхлых осадков, что будет снижать проницаемость водопроводящих каналов.
Таким образом, в результате закачки в неоднородный пласт заявляемого состава будет происходить снижение проницаемости водопроводящих высокопроницаемых зон и пропластков, что способствует выравниванию фронта заводнения, снижению обводненности добываемой 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, пресными или минерализованными закачиваемыми водами.
Эффективность состава определяют экспериментально по ниже описанным методикам. Результаты исследований приведены в табл. 1-5.
Пример 1
Исследование способности заявляемого состава регулировать проницаемость пористых сред исследовали на линейной, насыпной насыщенной пресной водой модели пласта с использованием реагента БРЕГ-1, полученного при взаимодействии бурого угля и едкого натрия (ТУ 258-004-20672718-93). Состав готовили путем растворения БРЕГ-1 в воде. Подготовку модели пласта к экспериментам проводили по общепринятым методикам. Эксперимент проводили при 20oC и постоянной скорости фильтрации. Характеристика модели пласта и результаты эксперимента приведены в табл. 1 и 2.
Исследование способности заявляемого состава регулировать проницаемость пористых сред исследовали на линейной, насыпной насыщенной пресной водой модели пласта с использованием реагента БРЕГ-1, полученного при взаимодействии бурого угля и едкого натрия (ТУ 258-004-20672718-93). Состав готовили путем растворения БРЕГ-1 в воде. Подготовку модели пласта к экспериментам проводили по общепринятым методикам. Эксперимент проводили при 20oC и постоянной скорости фильтрации. Характеристика модели пласта и результаты эксперимента приведены в табл. 1 и 2.
Через модель пласта фильтровали пресную воду до стабилизации перепада давления. При этом измеряли исходную проницаемость модели пласта (k1). Затем в модель закачивали оторочку состава и опять фильтровали пресную воду до стабилизации перепада давления. При этом измеряли конечную проницаемость модели пласта (k2). Действие состава оценивали по изменению проницаемости модели пласта в результате фильтрации состава (k1/k2), а также по максимальному перепаду давления (ΔPмак.) и степени роста перепада давления в ходе фильтрации или продавки оторочки состава через модель пласта (ΔPмак./ΔP1).
В ходе закачки состава и последующей фильтрации пресной воды происходит рост перепада давления и, следовательно, снижение проницаемости пористой среды. В ходе длительной фильтрации пресной воды часть УЩР проходит через модель пласта, что сопровождается некоторым снижением перепада давления. Однако длительная фильтрация пресной воды не приводит к восстановлению исходной проницаемости модели пласта, несмотря на хорошую растворимость УЩР в пресной воде.
В ходе закачки состава и последующей фильтрации пресной воды происходит рост перепада давления и, следовательно, снижение проницаемости пористой среды. В ходе длительной фильтрации пресной воды часть УЩР проходит через модель пласта, что сопровождается некоторым снижением перепада давления. Однако длительная фильтрация пресной воды не приводит к восстановлению исходной проницаемости модели пласта, несмотря на хорошую растворимость УЩР в пресной воде.
Полученные данные показывают, что заявляемый состав может быть использован для регулирования проницаемости неоднородных пластов месторождений с пресными или низкоминерализованными закачиваемыми водами.
Пример 2
В фильтрационных экспериментах применяли линейные насыпные модели пласта Уршакского месторождения. Подготовку моделей пласта к экспериментам проводили по общепринятым методикам с использованием минерализованной воды Уршакского месторождения (плотность 1132 кг/м3). Эксперимент проводили при 20oC и постоянной скорости фильтрации. Характеристика моделей пласта и результаты экспериментов приведены в табл. 1 и 3.
В фильтрационных экспериментах применяли линейные насыпные модели пласта Уршакского месторождения. Подготовку моделей пласта к экспериментам проводили по общепринятым методикам с использованием минерализованной воды Уршакского месторождения (плотность 1132 кг/м3). Эксперимент проводили при 20oC и постоянной скорости фильтрации. Характеристика моделей пласта и результаты экспериментов приведены в табл. 1 и 3.
Через модель пласта фильтровали минерализованную воду Уршакского месторождения до стабилизации перепада давления. При этом измеряли исходную проницаемость модели пласта (k1). Затем в модель последовательно закачивали буфер пресной воды (0.08 - 0.10 поровых объемов (PV)), оторочку состава (0.40 - 0.43 PV), опять буфер пресной воды (0.08 - 0.10 PV) и оторочку минерализованной воды (0.40 - 0.43 PV). Затем модель выдерживали при комнатной температуре в течение 3.5 - 3.75 суток, что необходимо для завершения процессов образования и старения осадков. После чего через модель фильтровали минерализованную воду до стабилизации перепада давления. При этом измеряли конечную проницаемость модели пласта (k2).
Данные табл. 1 и 3 показывают, что степень снижения проницаемости модели пласта (k1/k2) увеличивается по мере роста начальной проницаемости (k1). Так в опыте N2 при k1 = 9.27 мкм2 после закачки 0.43 PV состава k1/k2 равно 13, а в опыте N6 при k1 = 0.123 мкм2 после закачки 0.41 PV состава k1/k2 = 3.64. Следует также отметить, что максимальный рост давления при закачке или продавке состава наблюдается в низкопроницаемых моделях пласта. Так в опыте N2 при k1 = 9.27 мкм2 после закачки 0.43 PV состава ΔPмак. и ΔPмак./ΔP1, соответственно, равны 0.00368 МПа и 8.0, а в опыте N6 при k1 = 0.123 мкм2 после закачки 0.41 PV состава ΔPмак. и ΔPмак./ΔP1, соответственно, равно 3.1 МПа и 87. Следует также отметить, что прорыва УЩР через модель пласта в опытах N2-6 (с минерализованной водой) не наблюдалось.
Пример 3
Исследование проводили на примере Арланского и Уршакского месторождений. 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, %.
Исследование проводили на примере Арланского и Уршакского месторождений. 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, %.
Данные эксперимента приведены в табл. 4. Полученные данные показывают, что при смешении состава с минерализованной водой происходит образование значительных объемов осадка. Объем осадка и его плотность увеличивается по мере роста концентрации УЩР в растворе.
Полученные данные показывают возможность эффективного применения состава для регулирования проницаемости пласта месторождений с минерализованными пластовыми и закачиваемыми водами.
Пример 4
Исследование проводили для случая месторождений с высокими пластовыми температурами и пресными закачиваемыми водами. Для приготовления состава использовали реагент БРЕГ-1. Методика эксперимента описана в примере 3. Состав смешивали в различных объемных соотношениях с растворами солей двух- и трехвалентных металлов и помещали в предварительно прогретый термостат. Старение осадков завершалось за 2-5 часов при 80oC. Результаты эксперимента приведены в табл. 5.
Исследование проводили для случая месторождений с высокими пластовыми температурами и пресными закачиваемыми водами. Для приготовления состава использовали реагент БРЕГ-1. Методика эксперимента описана в примере 3. Состав смешивали в различных объемных соотношениях с растворами солей двух- и трехвалентных металлов и помещали в предварительно прогретый термостат. Старение осадков завершалось за 2-5 часов при 80oC. Результаты эксперимента приведены в табл. 5.
Данные табл. 5 показывают, что растворы солей двух- и трехвалентных металлов могут эффективно осаждать гуминовые вещества с образованием объемных рыхлых осадков. Последовательной закачкой оторочки состава и раствора солей двух- или трехвалентных металлов можно регулировать удаление области осадкообразования от забоя скважины.
Полученные данные подтверждают высокую эффективность заявляемого состава. Применение способа 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 неоднородного пласта, включающий щелочной реагент и воду, отличающийся тем, что в качестве щелочного реагента он содержит углещелочной реагент при следующем соотношении компонентов, мас. %:
Углещелочной реагент (в пересчете на сухое вещество) - 0,3-7,5
Пресная вода - Остальное
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU97118163A RU2149980C1 (ru) | 1997-11-03 | 1997-11-03 | Состав для регулирования проницаемости неоднородного пласта |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU97118163A RU2149980C1 (ru) | 1997-11-03 | 1997-11-03 | Состав для регулирования проницаемости неоднородного пласта |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU97118163A RU97118163A (ru) | 1999-08-10 |
RU2149980C1 true RU2149980C1 (ru) | 2000-05-27 |
Family
ID=20198641
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU97118163A RU2149980C1 (ru) | 1997-11-03 | 1997-11-03 | Состав для регулирования проницаемости неоднородного пласта |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2149980C1 (ru) |
-
1997
- 1997-11-03 RU RU97118163A patent/RU2149980C1/ru not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Горбунов А.Т. и Бученков Л.Н. Щелочное заводнение. - М.: Недра, 1989, с. 52 - 53. Обзор "Методы изоляции пластов при бурении и эксплуатации скважин. - М.: 1972, с.48. Рязанов Я.А. Справочник по буровым растворам. - М.: Недра, 1971, с. 73-74. * |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CA1181579A (en) | Enhanced oil recovery methods and systems | |
US3556221A (en) | Well stimulation process | |
US4723603A (en) | Preventing plugging by insoluble salts in a hydrocarbon-bearing formation and associated production wells | |
US4401789A (en) | Enhanced oil recovery methods and systems | |
US4439334A (en) | Enhanced oil recovery methods and systems | |
Mitchell et al. | Chemical treatments associated with North Sea projects | |
RU2057780C1 (ru) | Способ предотвращения или уменьшения поглощения буровой жидкости при бурении скважин в формации нефтеносной породы | |
AU2018216890B2 (en) | Nanosilica dispersion lost circulation material (LCM) | |
US4787455A (en) | Method for scale and corrosion inhibition in a well penetrating a subterranean formation | |
US4718491A (en) | Process for preventing water inflow in an oil- and/or gas-producing well | |
RU2581070C1 (ru) | Применение титанового коагулянта для обработки обводненного нефтяного пласта | |
RU2386803C1 (ru) | Способ кислотной обработки призабойной зоны терригенного коллектора | |
Tuttle et al. | New nondamaging and acid-degradable drilling and completion fluids | |
RU2149980C1 (ru) | Состав для регулирования проницаемости неоднородного пласта | |
EA010638B1 (ru) | Буровые растворы на водной основе с применением латексных добавок | |
US5090479A (en) | Method for scale inhibition in oil producing wells | |
RU2167280C2 (ru) | Способ разработки неоднородной залежи углеводородов | |
RU2097538C1 (ru) | Способ снижения потерь вытесняющего агента и способ вторичной добычи углеводородов | |
RU2147671C1 (ru) | Состав для регулирования проницаемости пласта и изоляции водопритоков | |
RU2143058C1 (ru) | Состав для регулирования проницаемости неоднородного пласта | |
RU2322582C2 (ru) | Способ разработки неоднородных нефтяных пластов | |
RU2150579C1 (ru) | Способ регулирования проницаемости пласта | |
RU2168005C2 (ru) | Способ регулирования разработки неоднородной нефтяной залежи | |
RU2133338C1 (ru) | Состав для регулирования проницаемости пласта | |
RU2165014C1 (ru) | Способ обработки глиносодержащих коллекторов нефтяного пласта |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20091104 |