RU2160832C1 - Способ ограничения водопритоков в скважину - Google Patents
Способ ограничения водопритоков в скважину Download PDFInfo
- Publication number
- RU2160832C1 RU2160832C1 RU2000114860A RU2000114860A RU2160832C1 RU 2160832 C1 RU2160832 C1 RU 2160832C1 RU 2000114860 A RU2000114860 A RU 2000114860A RU 2000114860 A RU2000114860 A RU 2000114860A RU 2160832 C1 RU2160832 C1 RU 2160832C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- mixture
- sodium silicate
- solution
- injection
- well
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
Abstract
Изобретение относится к способам ограничения водопритоков в нефтедобывающих скважинах и может быть использовано для регулирования профиля приемистости водонагнетательных скважин. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет создания в пластовых условиях гелеобразующей оторочки с высокими структурно-механическими свойствами. Сущность изобретения: по способу последовательно закачивают смесь 1-3%-ного раствора соляной кислоты с 1-15%-ным раствором силиката натрия при рН смеси 1,5-2. После закачки смеси закачивают 30-50%-ный раствор силиката натрия в количестве, достаточном для повышения рН смеси до 5-8. 1 з.п.ф-лы, 1 ил., 2 табл.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритоков в нефтедобывающих скважинах, и может быть использовано для регулирования профиля приемистости водонагнетательных скважин.
Известен способ разработки продуктивного пласта, включающий совместную закачку раствора силиката щелочного металла и пластовой или сточной минерализованной воды (1). При взаимодействии указанных реагентов происходит образование однородных гелеобразных осадков, которые блокируют обводненные высокопроницаемые зоны пласта.
Недостатком способа является его низкая технологическая эффективность, связанная с тем, что образующиеся гелеобразные осадки имеют недостаточно высокие реологические и структурно-механические свойства.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ ограничения водопритоков в скважину, включающий последовательную закачку в скважину водного раствора силиката натрия (жидкого стекла) и отвердителя, в качестве которого применяют соляную кислоту (2). Под действием соляной кислоты раствор силиката натрия из гелеобразного состояния переходит в нерастворимый кремнезоль.
Недостатком способа является низкая эффективность, т.к. в пластовых условиях практически не происходит перемешивания закачиваемых растворов и образование геля в пласте носит вероятностный характер, поэтому образующиеся в пласте гели имеют невысокие структурно-механические свойства. Кроме того, недостатком способа является низкая технологичность процесса, связанная с тем, что в процессе приготовления и закачки растворов существует вероятность преждевременного смешения растворов и мгновенного нерегулируемого гелеобразования.
Задачей изобретения является повышение эффективности способа за счет создания в пластовых условиях гелеобразующей оторочки с высокими структурно-механическими свойствами при одновременном улучшении технологичности процесса.
Поставленная задача решается за счет того, что в способе ограничения водопритоков в скважину, включающем закачку в скважину растворов силиката натрия и соляной кислоты, первоначально в скважину закачивают смесь 1-3%-ного раствора соляной кислоты с 1-15%-ным раствором силиката натрия при pH смеси от 1,5 до 2, а после закачки смеси закачивают 30-50%-ный раствор силиката натрия в количестве, достаточном для повышения pH смеси до 5-8. Кроме того, закачку осуществляют циклами, при этом количество циклов определяют повышением давления закачки на 50-80%.
Признаками изобретения являются:
1. Закачка в скважину растворов силиката натрия и соляной кислоты.
1. Закачка в скважину растворов силиката натрия и соляной кислоты.
2. Первоначальная закачка смеси раствора соляной кислоты и раствора силиката натрия.
3. Концентрации соляной кислоты и силиката натрия в смеси.
4. pH смеси, равный 1,5-2.
5. Закачка раствора силиката натрия после закачки смеси в количестве, достаточном для повышения pH смеси до 5-8.
6. Концентрация силиката натрия, равная 30-50%.
7. Циклическая закачка смеси и раствора силиката натрия.
8. Зависимость количества циклов от повышения давления закачки на 50-80%.
Признак 1 является общим с прототипом, признаки 2-6 являются существенными отличительными признаками изобретения, признаки 7-8 являются частными признаками изобретения.
Для обоснования предложенного способа проведены лабораторные исследования кинетики гелеобразования и pH композиции на основе соляной кислоты и силиката натрия. Для приготовления композиции использовались следующие реагенты: силикат натрия (натриевое жидкое стекло) выпускается по ТУ 2145-010-43811938-97 (плотность - 1,43 г/см3, модуль - 2,9, pH -12,25), ингибированная соляная кислота - ТУ 2122-131-05807960-97 (плотность - 1,098 г/см3 концентрация - 19,5%).
Время гелеобразования определялось интервалом времени от момента смешения компонентов до момента потери текучести композиции и образования объемной структуры геля. Структурно-механические свойства гелей оценивались значением сдвиговой прочности гелей при скорости сдвига 1,5 с-1, измеренным на ротационном вискозиметре "Реотест-2".
Приготовление композиции осуществлялось в следующей последовательности. Исходный раствор силиката натрия разбавлялся водой до 30-50%-ной концентрации. Оставшийся расчетный объем воды использовался для разбавления концентрированного раствора соляной кислоты. Далее композиция готовилась путем одновременного пропорционального дозирования и смешения разбавленных растворов соляной кислоты и силиката натрия. Тем самым моделировался процесс приготовления композиции непосредственно в промысловых условиях.
Указанная выше концентрация разбавленного силиката натрия является оптимальной для приготовления композиции. В таблице 1 приведены результаты, полученные при приготовлении композиции, состоящей из 3% соляной кислоты и 15% силиката натрия в зависимости от концентрации силиката натрия.
Полученные результаты показывают, что оптимальная концентрация силиката натрия в растворе 30-50%. При увеличении или уменьшении концентрации происходит образование осадка и гелевых сгустков в композиции. Результаты исследования кинетики гелеобразования и pH композиции представлены в таблице 2 и на чертеже.
Анализ полученных результатов показывает, что оптимальными концентрациями компонентов смеси раствора соляной кислоты и раствора силиката натрия являются: 1-3% для соляной кислоты и 1-15% для силиката натрия. При этом pH смеси находится в интервале от 1,5 до 2. Время гелеобразования при указанных концентрациях смеси составляет не менее 13-17 суток, что исключает спонтанное нерегулируемое гелеобразование, и обеспечивает безопасность приготовления и закачки композиции в скважину, тем самым значительно улучшается технологичность процесса. При уменьшении или увеличении концентрации компонентов смеси от оптимальной происходит образование гелей с низкими структурно-механическими свойствами: сдвиговая прочность гелей составляет 9-54 Па.
При дальнейшем добавлении к смеси раствора силиката натрия происходит резкое увеличение pH композиции до 5-8 (см. чертеж) и образование в течение 3-10 минут гелей во всем объеме с высокими структурно-механическими свойствами: сдвиговая прочность образующихся гелей составляет 550-610 Па.
Полученные результаты исследований показывают, что решением задачи изобретения является последовательная закачка смеси 1-3%-ного раствора соляной кислоты с 1-15%-ным раствором силиката натрия при pH смеси от 1,5 до 2 и 30-50%-ного раствора силиката натрия в количестве, достаточном для повышения pH смеси до 5-8.
Нефтепромысловая практика показывает, что указанную последовательность закачки необходимо осуществлять циклами, при этом количество циклов определяется повышением давления закачки на 50-80%. Указанный интервал повышения давления закачки обеспечивает высокую эффективность проведенных водоизоляционных работ.
Способ в промысловых условиях осуществляют следующим образом. Производят подготовку наземного оборудования и скважины, выбранной для проведения ремонтно-изоляционных работ. Подготовительные работы включают в себя проведение комплекса геофизических и промысловых исследований скважины с целью определения качества цементирования, герметичности эксплуатационной колонны и колонны насосно-компрессорных труб, общей приемистости скважины и профиля притока по пластам; спускоподъемные операции и доставку на скважину необходимых материалов и оборудования. В соответствующих автоцистернах готовят разбавленные растворы силиката натрия и соляной кислоты путем разбавления исходных концентрированных растворов пресной водой. Далее осуществляют непрерывный процесс приготовления и закачки смеси растворов соляной кислоты и силиката натрия при pH смеси 1,5-2. С этой целью оборудование размещают по следующей технологической схеме: автоцистерна с раствором соляной кислоты - промежуточная емкость; автоцистерна с раствором силиката натрия - промежуточная емкость; промежуточная емкость - насосный агрегат типа ЦА-320 - скважина. После закачки смеси закачивают разбавленный раствор силиката натрия в количестве, достаточном для повышения pH смеси до 5-8. В необходимых случаях закачку осуществляют циклами, при этом количество циклов определяют повышением давления закачки на 50-80%.
Примером конкретного выполнения способа является проведение ремонтно-изоляционных работ на добывающей скважине нефтегазодобывающего управления "Елховнефть". Скважина представлена слиянием трех продуктивных пластов, подстилающихся краевой водой. Коллекторские свойства характеризуются следующими параметрами: перфорированная толщина пластов - 13 м, пористость - 23%, проницаемость - 0,62-0,8 мкм2. Базовые показатели эксплуатации скважины перед проведением водоизоляционных работ следующие: дебит по жидкости 214 т/сут, дебит по нефти 1,7 т/сут, обводненность 99,2%.
Ремонтно-изоляционные работы проведены по ранее описанному способу. Успешность проведения технологического процесса подтверждена увеличением давления закачки на 50% от первоначального давления. В результате проведенных работ получено снижение обводненности добываемой продукции на 10%. Дополнительная добыча нефти составила 530 т при продолжающемся технологическом эффекте.
При широком внедрении на нефтяных месторождениях предлагаемый способ позволит значительно повысить эффективность водоизоляционных работ и получить дополнительное количество нефти.
Источники информации
1. Патент РФ N 2133825, кл. 6 E 21 B 43/22, опубл. 1999 г.
1. Патент РФ N 2133825, кл. 6 E 21 B 43/22, опубл. 1999 г.
2. Ибрагимов Г.З., Фазлутдинов К.С., Хисамутдинов Н.И. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти. - М.: Недра, 1991, с. 49, 62 - прототип. Т
Claims (2)
1. Способ ограничения водопритоков в скважину, включающий закачку в скважину растворов силиката натрия и соляной кислоты, отличающийся тем, что первоначально в скважину закачивают смесь 1 - 3%-ного раствора соляной кислоты с 1 - 15%-ным раствором силиката натрия при рН смеси 1,5 - 2, а после закачки смеси закачивают 30-50%-ный раствор силиката натрия в количестве, достаточном для повышения рН смеси до 5 - 8.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что закачку осуществляют циклами, при этом количество циклов определяют повышением давления закачки на 50 - 80%.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2000114860A RU2160832C1 (ru) | 2000-06-13 | 2000-06-13 | Способ ограничения водопритоков в скважину |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2000114860A RU2160832C1 (ru) | 2000-06-13 | 2000-06-13 | Способ ограничения водопритоков в скважину |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2160832C1 true RU2160832C1 (ru) | 2000-12-20 |
Family
ID=20235956
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2000114860A RU2160832C1 (ru) | 2000-06-13 | 2000-06-13 | Способ ограничения водопритоков в скважину |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2160832C1 (ru) |
Cited By (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2456439C1 (ru) * | 2011-01-11 | 2012-07-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный институт имени Г.В. Плеханова (технический университет)" | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины |
RU2466172C1 (ru) * | 2011-07-26 | 2012-11-10 | Открытое акционерное общество "Азимут" | Состав для водоизоляционных работ |
RU2560047C1 (ru) * | 2014-07-09 | 2015-08-20 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Состав для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин |
RU2601888C1 (ru) * | 2015-11-09 | 2016-11-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине |
RU2756823C1 (ru) * | 2021-04-16 | 2021-10-06 | Общество с ограниченной ответственностью "Сервисная компания Нефтеотдача" | Способ увеличения нефтеотдачи пластов |
-
2000
- 2000-06-13 RU RU2000114860A patent/RU2160832C1/ru not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
ИБРАГИМОВ Г.З. и др. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти. - М.: Недра, 1991, с.49 и 62. * |
Cited By (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2456439C1 (ru) * | 2011-01-11 | 2012-07-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный институт имени Г.В. Плеханова (технический университет)" | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины |
RU2466172C1 (ru) * | 2011-07-26 | 2012-11-10 | Открытое акционерное общество "Азимут" | Состав для водоизоляционных работ |
RU2560047C1 (ru) * | 2014-07-09 | 2015-08-20 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Состав для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин |
RU2601888C1 (ru) * | 2015-11-09 | 2016-11-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине |
RU2756823C1 (ru) * | 2021-04-16 | 2021-10-06 | Общество с ограниченной ответственностью "Сервисная компания Нефтеотдача" | Способ увеличения нефтеотдачи пластов |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US4215001A (en) | Methods of treating subterranean well formations | |
CN107216866B (zh) | 一种碳酸盐储层缝网体积酸压改造的方法 | |
CN109996930B (zh) | 处理井底地层带的方法 | |
RU2456439C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины | |
US3656550A (en) | Forming a barrier between zones in waterflooding | |
CN106867486A (zh) | 一种与堵水联作的泡沫凝胶修井增产方法及其应用 | |
CN105683330A (zh) | 用于非常规储层的使用固体酸的碳酸盐基浆料压裂 | |
CN107338033A (zh) | 一种低渗砂岩油藏复配聚合物型调剖剂及其使用方法 | |
RU2160832C1 (ru) | Способ ограничения водопритоков в скважину | |
WO2005014972A1 (en) | Compositions and methods for preventing coagulation of water-in-oil emulsion polymers in aqueous saline well treating fluids | |
US4548268A (en) | Method for oil recovery using a polymer containing fluid | |
US3687199A (en) | Process for the secondary recovery of petroleum | |
US7475727B2 (en) | Methods of improving conformance control in fractured hydrocarbon reservoirs | |
EP0380150A1 (en) | Delayed rigid foam systems and applications in particular for selective plugging treatments in the oil industry | |
RU2168618C2 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
RU2271444C1 (ru) | Способ изоляции водопроницаемого пласта | |
RU2111351C1 (ru) | Способ изоляции притока пластовых вод | |
RU2175383C1 (ru) | Способ заводнения нефтяного пласта | |
RU2711202C2 (ru) | Способ ограничения водопритоков в газовых скважинах с аномально низким пластовым давлением | |
RU2747726C1 (ru) | Состав для потоковыравнивающих работ в нагнетательных скважинах | |
RU2280757C1 (ru) | Способ изоляции притока пластовых вод | |
RU2108455C1 (ru) | Способ изоляции притока пластовых вод | |
RU2191894C1 (ru) | Способ регулирования разработки нефтяного пласта | |
RU2781204C1 (ru) | Способ ограничения водопритока и прорыва газа в добывающих скважинах и гелеобразующий состав для его реализации | |
RU2431742C1 (ru) | Способ регулирования проницаемости пласта |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20080614 |