RU2176309C2 - Способ блокирования высокопроницаемых пластов - Google Patents
Способ блокирования высокопроницаемых пластов Download PDFInfo
- Publication number
- RU2176309C2 RU2176309C2 RU99124518A RU99124518A RU2176309C2 RU 2176309 C2 RU2176309 C2 RU 2176309C2 RU 99124518 A RU99124518 A RU 99124518A RU 99124518 A RU99124518 A RU 99124518A RU 2176309 C2 RU2176309 C2 RU 2176309C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- weight
- soluble polymer
- carrier fluid
- oil
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 19
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 10
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 title claims abstract description 10
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 title claims abstract description 10
- 230000035699 permeability Effects 0.000 title abstract description 5
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 12
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 11
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 8
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 8
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 claims abstract description 8
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 6
- 238000000197 pyrolysis Methods 0.000 claims abstract description 5
- 239000011347 resin Substances 0.000 claims abstract description 4
- 229920005989 resin Polymers 0.000 claims abstract description 4
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 3
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 3
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 3
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 3
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 3
- 229910052788 barium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 3
- DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N barium atom Chemical compound [Ba] DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 3
- 239000011575 calcium Substances 0.000 claims abstract description 3
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 3
- 150000001805 chlorine compounds Chemical class 0.000 claims abstract description 3
- 239000010949 copper Substances 0.000 claims abstract description 3
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 claims abstract description 3
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 claims abstract description 3
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 claims abstract description 3
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 3
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 claims description 4
- 238000004821 distillation Methods 0.000 claims description 3
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 2
- 239000000843 powder Substances 0.000 claims description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 8
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 8
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- VSCWAEJMTAWNJL-UHFFFAOYSA-K aluminium trichloride Chemical compound Cl[Al](Cl)Cl VSCWAEJMTAWNJL-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 4
- 244000309464 bull Species 0.000 description 3
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 description 3
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 2
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 229910001510 metal chloride Inorganic materials 0.000 description 2
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 2
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000003795 desorption Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000008235 industrial water Substances 0.000 description 1
- 239000012263 liquid product Substances 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
- Sealing Material Composition (AREA)
- Lubricants (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтеперерабатывающей промышленности, в частности к способам водоизоляции пластов добывающих скважин, выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин. Сущность изобретения: осуществляется закачка водорастворимого полимера и сшивателя в порошкообразном состоянии в жидкости-носителе, в качестве которой используют смесь высоковязкой нефти и легкой смолы пиролиза или кубового остатка ректификации бензола в объемном соотношении 9:1-1:9 с добавкой сухих хлоридов алюминия, железа, бария, кальция, магния, меди или их смесей в количестве 0,05-0,2 на массу жидкости или 30-100% на массу порошкообразного водорастворимого полимера. Технический результат: повышение эффективности блокирования высокопроницаемых пород за счет увеличения устойчивости и прочности водоизоляционного экрана. 1 табл.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам водоизоляции пластов добывающих скважин, выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин.
Известен способ изоляции притока воды в эксплуатационные скважины (а.с. 1421849 СССР, MKИ4 E 21 В 33/138, 1988), в котором в качестве сшивателя гипана используется водный раствор хлорида алюминия. Недостатком данного способа является высокая концентрация хлорида алюминия (30%), что существенно удорожает стоимость скважинообработки.
Известен состав для обработки призабойной зоны пласта (а.с. 1581839 СССР, МКИ5 E 21 В 43/27, 1990), в котором используются жидкие продукты пиролиза углеводородного сырья, выкипающие в пределах 160- 180oС. Однако данный состав используется совершенно для другой цели, а именно для повышения кислотной обработки улучшением фильтруемости состава в условиях низкопроницаемых коллекторов.
Наиболее близок к предлагаемому способ изоляции водопритока в скважину (пат. 1797644 СССР, МКИ5 E 21 В 33/138, 1993). Способ предусматривает закачку водорастворимого полимера и глинистого компонента в порошкообразном состоянии в жидкости-носителе, в качестве которой используют нефть. Недостатком данного способа является то, что глина малоэффективный сшиватель для образования трехмерной структуры гелеобразного полиакриламида (ПАА) за счет адсорбции подвижных частей набухшего полимера. Процесс абсорбции обратим и при определенных условиях будет преобладать обратный процесс - десорбция, что приведет к нарушению изоляционного экрана.
Задачей изобретения является повышение эффективности блокирования водопроницаемых пород за счет увеличения устойчивости и прочности водоизоляционного экрана.
Поставленная задача решается описываемым способом блокирования водопроницаемых пластов, включающим закачку водорастворимого полимера и сшивателя в порошкообразном состоянии в жидкости-носителе, в качестве которой используют смесь высоковязкой нефти и легкой смолы пиролиза или кубового остатка ректификации бензола в объемном соотношении 9:1 - 1:9 с добавкой сухих хлоридов алюминия, железа, бария, кальция, магния, меди или их смесей в количестве 0,05 - 2,0% на массу жидкости носителя или 30 - 100% на массу порошкообразного водорастворимого полимера.
Исследования патентной и научно-технической литературы показали, что подобная совокупность существенных признаков является новой и ранее не использовалась, а это, в свою очередь, позволяет сделать заключение о соответствии технического решения критерию "новизна".
Эффективность предлагаемого способа блокирования высокопроницаемых пластов проверялась в лабораторных условиях на линейных моделях пласта с искусственной трещиной: линейную модель пласта заполняли фракцией кварцевого песка (0,05 - 0,2 мм). Далее модель пласта вакуумировали, насыщали пластовой водой, насыщали безводной нефтью, вытесняли нефть технической водой до полного вытеснения нефти (моделировали полностью промытые зоны).
В промытую модель закачивали блокирующий состав, содержащий в безводной жидкости-носителе порошкообразный водорастворимый полимер и сухие хлориды металлов в количестве 20% от объема пор модели. Осуществляли выдержку 24 ч, а далее возобновляли прокачку технической воды. За критерий оценки эффективности предлагаемого способа взят закупоривающий эффект (η) или степень изоляции, который определяют на основе данных, полученных при испытаниях, расчетным путем по формуле:
где К0 - коэффициент проницаемости модели пласта до закачки блокирующего состава, мкм2;
К - коэффициент проницаемости модели пласта после закачки блокирующего состава, мкм2.
где К0 - коэффициент проницаемости модели пласта до закачки блокирующего состава, мкм2;
К - коэффициент проницаемости модели пласта после закачки блокирующего состава, мкм2.
Результаты опытов приведены в таблице. Аналогичные результаты получены и в диапазоне соотношений высоковязкой нефти и легкой смолы пиролиза или кубового остатка ректификации бензола 9:1 - 1:9, Таким образом, оптимальным количеством хлоридов металлов можно считать 0,05-0,2% на массу жидкости-носителя или 30-100% на массу порошкообразного водорастворимого полимера.
Использование предлагаемого способа обеспечивает по сравнению с прототипом увеличение устойчивости и прочности водоизоляционного экрана, что существенно повышает эффективность блокирования водопроницаемых пород и, как следствие, обеспечивает более длительный межремонтный пробег скважины.
Источники информации
1. А.С. 1581839 СССР, МКИ5 E 21 В 43/27. Состав для обработки призабойной зоны пласта /Р.З.Магарил, С.В.Доровских, Р.А.Булатов и др. (СССР). - N 4441813/23-03; Заявлено 14.06.88; Опубл. 30.07.90. Бюл.N 28.
1. А.С. 1581839 СССР, МКИ5 E 21 В 43/27. Состав для обработки призабойной зоны пласта /Р.З.Магарил, С.В.Доровских, Р.А.Булатов и др. (СССР). - N 4441813/23-03; Заявлено 14.06.88; Опубл. 30.07.90. Бюл.N 28.
2. А.с. 1421849 СССР, МКИ4 E 21 В 33/138. Способ изоляции притока воды в эксплуатационные скважины /Р. Р.Кадыров, Г.И.Губеева, И.С.Кунеевская и др. (СССР). - N 4109751/22-03; Заявлено 25.08.86; Опубл. 07.09.88. Бюл. N 33.
3. Пат. 1797644 СССР, МКИ5 E 21 В 33/138. Способ изоляции водопритока в скважину /Н. В. Лакомкин, М. Х. Салимов (СССР). - N 4915996/03; Заявлено 05.03.91; Опубл. 23.02.93. Бюл. N 7.
Claims (1)
- Способ блокирования высокопроницаемых пластов, включающий закачку водорастворимого полимера и сшивателя в порошкообразном состоянии в жидкости-носителе, отличающийся тем, что в качестве жидкости-носителя используют безводную смесь, например, высоковязкой нефти и легкой смолы пиролиза или кубового остатка ректификации бензола в объемном соотношении 9:1-1:9 с добавкой сухих хлоридов, например алюминия, железа, бария, кальция, магния, меди или их смесей в количестве 0,05-0,2% на массу жидкости-носителя или 30-100% на массу порошкообразного водорастворимого полимера.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99124518A RU2176309C2 (ru) | 1999-11-23 | 1999-11-23 | Способ блокирования высокопроницаемых пластов |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99124518A RU2176309C2 (ru) | 1999-11-23 | 1999-11-23 | Способ блокирования высокопроницаемых пластов |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU99124518A RU99124518A (ru) | 2001-08-20 |
| RU2176309C2 true RU2176309C2 (ru) | 2001-11-27 |
Family
ID=20227225
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU99124518A RU2176309C2 (ru) | 1999-11-23 | 1999-11-23 | Способ блокирования высокопроницаемых пластов |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2176309C2 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2460874C1 (ru) * | 2011-05-03 | 2012-09-10 | Семен Сергеевич Демичев | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4568708A (en) * | 1982-06-10 | 1986-02-04 | Nl Industries, Inc. | Composition and method for effecting seals in earth boreholes |
| US4635726A (en) * | 1985-05-28 | 1987-01-13 | Texaco Inc. | Method for controlling lost circulation of drilling fluids with water absorbent polymers |
| US5103909A (en) * | 1991-02-19 | 1992-04-14 | Shell Oil Company | Profile control in enhanced oil recovery |
| RU2074309C1 (ru) * | 1991-02-07 | 1997-02-27 | Азербайджанский индустриальный университет им.М.Азизбекова | Состав для разделения потоков жидкостей |
| RU2112875C1 (ru) * | 1996-06-04 | 1998-06-10 | Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти | Способ изоляции вод в трещиноватых пластах |
| RU2117757C1 (ru) * | 1997-12-17 | 1998-08-20 | Закрытое акционерное общество "ПИК и Ко" | Способ ограничения водопритока в продуктивном пласте |
| RU2127797C1 (ru) * | 1998-06-26 | 1999-03-20 | Поддубный Юрий Анатольевич | Способ селективной изоляции высокопроницаемых интервалов пласта |
-
1999
- 1999-11-23 RU RU99124518A patent/RU2176309C2/ru active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4568708A (en) * | 1982-06-10 | 1986-02-04 | Nl Industries, Inc. | Composition and method for effecting seals in earth boreholes |
| US4635726A (en) * | 1985-05-28 | 1987-01-13 | Texaco Inc. | Method for controlling lost circulation of drilling fluids with water absorbent polymers |
| RU2074309C1 (ru) * | 1991-02-07 | 1997-02-27 | Азербайджанский индустриальный университет им.М.Азизбекова | Состав для разделения потоков жидкостей |
| US5103909A (en) * | 1991-02-19 | 1992-04-14 | Shell Oil Company | Profile control in enhanced oil recovery |
| RU2112875C1 (ru) * | 1996-06-04 | 1998-06-10 | Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти | Способ изоляции вод в трещиноватых пластах |
| RU2117757C1 (ru) * | 1997-12-17 | 1998-08-20 | Закрытое акционерное общество "ПИК и Ко" | Способ ограничения водопритока в продуктивном пласте |
| RU2127797C1 (ru) * | 1998-06-26 | 1999-03-20 | Поддубный Юрий Анатольевич | Способ селективной изоляции высокопроницаемых интервалов пласта |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2460874C1 (ru) * | 2011-05-03 | 2012-09-10 | Семен Сергеевич Демичев | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US6776236B1 (en) | Methods of completing wells in unconsolidated formations | |
| CA1178040A (en) | Enhanced oil displacement processes and compositions | |
| US7182136B2 (en) | Methods of reducing water permeability for acidizing a subterranean formation | |
| GB2399364A (en) | Organosilicon-containing compositions for controlling water production | |
| RU2658686C2 (ru) | Способ обработки подземных нефтеносных пластов, содержащих карбонатные породы | |
| US3593798A (en) | Method of reducing the permeability of a thief zone | |
| RU2338768C1 (ru) | Реагент для изоляции притока пластовых вод | |
| RU2176309C2 (ru) | Способ блокирования высокопроницаемых пластов | |
| RU2072422C1 (ru) | Способ заводнения нефтяного пласта | |
| US4095651A (en) | Process for selectively plugging areas in the vicinity of oil or gas producing wells in order to reduce water penetration | |
| RU2058479C1 (ru) | Гелеобразующий состав для увеличения добычи нефти из неоднородных пластов | |
| US3223162A (en) | Polymerization method | |
| RU2487235C1 (ru) | Способ разработки обводненного карбонатного пласта | |
| RU2279540C1 (ru) | Способ регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта | |
| RU2597593C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных и ограничения водопритока в добывающих скважинах | |
| RU2191894C1 (ru) | Способ регулирования разработки нефтяного пласта | |
| RU2138629C1 (ru) | Способ добычи нефти | |
| RU2059057C1 (ru) | Способ заканчивания скважин | |
| RU2211317C1 (ru) | Способ воздействия на нефтяную залежь с неоднородными коллекторами | |
| CN115109571B (zh) | 一种温控相变堵水剂及其制备方法 | |
| RU2244821C1 (ru) | Способ блокирования высокопроницаемых обводнившихся нефтяных пластов | |
| RU2614997C1 (ru) | Способ ограничения водопритока в трещиноватых карбонатных коллекторах | |
| RU2244822C1 (ru) | Способ блокирования высокопроницаемых обводнившихся нефтяных пластов | |
| US3198253A (en) | Hydraulic fracturing | |
| RU2011807C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи |