RU2192541C2 - Способ изоляции притоков пресной воды в скважины, разрабатывающие месторождения высоковязких нефтей и природных битумов - Google Patents
Способ изоляции притоков пресной воды в скважины, разрабатывающие месторождения высоковязких нефтей и природных битумов Download PDFInfo
- Publication number
- RU2192541C2 RU2192541C2 RU2000115421/03A RU2000115421A RU2192541C2 RU 2192541 C2 RU2192541 C2 RU 2192541C2 RU 2000115421/03 A RU2000115421/03 A RU 2000115421/03A RU 2000115421 A RU2000115421 A RU 2000115421A RU 2192541 C2 RU2192541 C2 RU 2192541C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- hydrophobic emulsion
- cellulose
- wells
- hydrochloric acid
- Prior art date
Links
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности, к водоизоляционным работам в добывающих скважинах при разработке месторождений высоковязких нефтей и природных битумов и может быть использовано для выравнивания профилей приемистости и тампонирования промытых зон нагнетательных скважин. В способе изоляции притоков пресной воды в скважины, разрабатывающие месторождения высоковязких нефтей и природных битумов, включающем закачку в зону изоляции реагента, содержащего неионогенное поверхностно-активное вещество, с последующей окончательной продавкой водой в качестве реагента используют гидрофобную эмульсию, приготовленную смешением в качестве неионогенного поверхностно-активного вещества - АФ-9-12, и, кроме того, обезвоженного природного битума, полученного внутрипластовым горением, водного раствора силиката натрия с силикатным модулем 0,3-50,0 и эфиров целлюлозы или полимеров акрилового ряда в количестве 0,05-0,1% от массы гидрофобной эмульсии, в качестве воды - минерализованную воду с плотностью 1,16-1,18 г/см3 или 10-12%-ную соляную кислоту, причем предварительно перед закачкой гидрофобной эмульсии также закачивают вышеуказанную минерализованную воду или соляную кислоту, в качестве эфиров целлюлозы используют карбоксиметилцеллюлозу - КМЦ или этоксиметилцеллюлозу - ЭМЦ, в качестве полимеров акрилового ряда - полиакриламид. Технический результат - повышение качества водоизоляционных работ, увеличение срока межремонтного периода. 1 з.п.ф.-лы.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к водоизоляционным работам в добывающих скважинах при разработке месторождений высоковязких нефтей и природных битумов, например, внутрипластовым горением и может быть использовано для выравнивания профилей приемистости и тампонирования промытых зон нагнетательных скважин.
Известна гидрофобная эмульсия для обработки пласта, содержащая обезвоженную дегазированную нефть, феррохромлигносульфонат, пресную, пластовую воду или соляную кислоту (А. С. СССР 1742467, Е 21 В 43/22, 1992). Гидрофобная эмульсия предлагается в качестве жидкости гидроразрыва пласта, глушения и консервации скважин и других операций по обработке призабойной зоны скважин.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому решению является способ изоляции притоков пресной воды в скважины, разрабатывающие месторождения высоковязких нефтей и природных битумов, включающий закачку в зону изоляции реагента, содержащего неионогенное поверхностно-активное вещество, с последующей окончательной продавкой водой (патент США 5083613, Е 21 В 43/24, опубл. 28.01.1992 - прототип).
Задачей изобретения является повышение качества водоизоляционных работ и увеличение срока межремонтного периода.
Поставленная задача решается описываемым способом изоляции притоков пресной воды в скважины, разрабатывающие месторождения высоковязких нефтей и природных битумов, включающим закачку в зону изоляции реагента, содержащего неионогенное поверхностно-активное вещество, с последующей окончательной продавкой водой, в качестве реагента используют гидрофобную эмульсию, приготовленную смешением в качестве неионогенного поверхностно-активного вещества - AФ-9-12, и, кроме того, обезвоженного природного битума, полученного внутрипластовым горением, водного раствора силиката натрия с силикатным модулем 0,3-50,0 и эфиров целлюлозы или полимеров акрилового ряда в количестве 0,05-0,1% от массы гидрофобной эмульсии, в качестве воды - минерализованную воду с плотностью 1,16-1,18 г/см3 или 10-12%-ную соляную кислоту, причем предварительно перед закачкой гидрофобной эмульсии также закачивают вышеуказанную минерализованную воду или соляную кислоту, в качестве эфиров целлюлозы используют карбоксиметилцеллюлозу - КМЦ или этоксиметилцеллюлозу - ЭМЦ, в качестве полимеров акрилового ряда - полиакриламид.
Исследования патентной и научно-технической литературы показали, что подобная совокупность признаков является новой и ранее не использовалась, а это в свою очередь позволяет сделать заключение о соответствии технического решения критерию "Новизна".
Водоизоляционные работы проводятся с целью ограничения водопритока в скважину. Качество водоизоляционных работ зависит от глубины проникновения водоизолирующего состава. Для более глубокого проникновения водоизолирующего состава необходимо исключить мгновенное взаимодействие компонентов водоизолирующего состава. Это можно достигнуть раздельной доставкой осадко- и гелеобразующих компонентов в призйбойную зону скважины с продавкой их на значительные расстояния от забоя скважин.
Месторождения природных битумов, как правило, подстилаются пресными водами, а также содержат пропластки пресных вод. Поэтому для образования водоизолирующих экранов на основе силиката натрия необходимо применять осадко- или гелеобразующие ингредиенты. В связи с этим в предлагаемом способе используется минерализованная вода с плотностью 1,16-1,18 г/см3 или соляная кислота 10-12% концентрации. Для более глубокого проникновения водоизолирующего состава один из ингредиентов, в частности силикат натрия, эмульгируется в углеводородной жидкости. После закачки всех компонентов по предлагаемому способу в пластовых условиях происходит разрушение гидрофобной эмульсии, и углеводородная среда гидрофобной эмульсии рассеивается по пласту. В результате разрушения гидрофобной эмульсии раствор силиката натрия с минерализованной водой или соляной кислотой образует водоизоляционный экран. Для улучшения структурно-механических и прочностных свойств водоизолирующего состава к нему добавляют эфиры целлюлозы карбоксиметилцеллюлозу - КМЦ, или этоксиметилцеллюлозу - ЭМЦ, или полимеры акрилового ряда в количестве 0,05-0,1% от массы гидрофобной эмульсии, причем в качестве полимеров акрилового ряда - полиакриламид. Этот интервал добавок был установлен экспериментально в лабораторных условиях.
Гидрофобная эмульсия обладает более высокой вязкостью по сравнению с силикат-гелевыми системами, т. к. в приготовленную эмульсию дополнительно добавляют эфиры целлюлозы и полимеры акрилового ряда в сухом виде.
С цепью повышения концентрации солей щелочноземельных металлов в пластовой системе перед закачкой гидрофобной эмульсии в скважину предварительно закачивают минерализованную воду плотностью 1,16-1,18 г/см3 в объеме до 15 м3. Объемы закачки всех ингредиентов зависят от геолого-технического состояния скважины и обычно выполняются в несколько циклов.
За один цикл в скважину закачивают: буфер природного битума (0,3 м3), расчетный объем гидрофобной композиции: буфер природного битума (0,3 м3), минерализованную воду и соляную кислоту (0,6 объема гидрофобной эмульсии). После проведения всех операций скважину закрывают под давлением на одни сутки на реагирование, а потом проводят паротепловую обработку.
Приготовление гидрофобной эмульсии производится в бункерах цементировочного агрегата ЦА-320 М порциями по 5-6 м3. В бункер агрегата подается безводный природный битум и ПАВ, масса перемешивается в течение 20 мин. Далее подается раствор силиката натрия и агрегат работой "на себя" в течение 0,5 ч перемешивает ингредиенты до образования эмульсии. Подача сухих добавок эфиров целлюлозы и полимеров осуществляют эжектированием в приготовленную гидрофобную эмульсию.
Предлагаемый способ был осуществлен на Мордово-Кармальском месторождении природного битума в скв. 362а, в которой произошел уход пара ниже интервала перфорации в подошвенную водонасыщенную часть пласта (до глубины 124 м). С целью ликвидации ухода закачиваемых рабочих агентов в водонасыщенную часть пласта произвели изоляционные работы силикат-гелевьм составом. Объем порции и тип рабочего изолирующего состава выбран с учетом коллекторских свойств пласта, характера обводнения скважины, действующих перепадов давлений и температуры призабойной зоны скважины. Силикатгелевый состав приготовили по следующей схеме: в начале приготовили водный раствор силиката натрия 10-процентной концентрации в количестве 4 м3 и после перемешивания в течение 30 мин постепенно при постоянном перемешивании ввели раствор гелеобразователя - 0,2 м3 соляной кислоты 10 -процентной концентрации. Состав закачали в скважину и продавили пресной водой. Скважину закрыли под давлением на 24 ч с целью образования геля в пластовых условиях. По результатам исследований скважины после обработки силикат-гелевьм составом уход закачиваемого пара происходил в интервал перфорации и до глубины 120 м. Через три месяца, как показали исследования, скважина снова стала принимать пар в водонасыщенную часть пласта. В связи с этим скважина была обработана по предлагаемому способу.
Первоначально была закачана минерализованная вода (12 м3) с плотностью 1,16 г/см3 для повышения концентрации солей щелочноземельных металлов в пластовой системе. Общий объем закачки гидрофобной эмульсии составил 24 м3, который закачали за 4 цикла. Последний объем гидрофобной эмульсии продавили 5 м3 минерализованной воды с плотностью 1,18 г/см3. Скважину закрыли на реагирование на 48 ч. По результатам геофизических исследований уход закачиваемых вод до обработки происходил в интервал перфорации и до глубины 124 м. После обработки по предлагаемой технологии уход закачиваемого теплоносителя происходил в интервал 110 -120 м, т.е. в продуктивный пласт. В таком режиме скважина работала более десяти месяцев.
Использование предлагаемого способа обеспечивает по сравнению с прототипом более длительный межремонтный пробег скважины за счет более глубокого проникновения изолирующего состава.
Claims (2)
1. Способ изоляции притоков пресной воды в скважины, разрабатывающие месторождения высоковязких нефтей и природных битумов, включающий закачку в зону изоляции реагента, содержащего неионогенное поверхностно-активное вещество, с последующей окончательной продавкой водой, отличающийся тем, что в качестве реагента используют гидрофобную эмульсию, приготовленную смешением в качестве неионогенного поверхностно-активного вещества - АФ-9-12, и, кроме того, обезвоженного природного битума, полученного внутрипластовым горением, водного раствора силиката натрия с силикатным модулем 0,3-50,0 и эфиров целлюлозы или полимеров акрилового ряда в количестве 0,05-0,1% от массы гидрофобной эмульсии, в качестве воды - минерализованную воду с плотностью 1,16-1,18 г/см3 или 10-12%-ную соляную кислоту, причем предварительно перед закачкой гидрофобной эмульсии также закачивают вышеуказанную минерализованную воду или соляную кислоту.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве эфиров целлюлозы используют карбоксиметилцеллюлозу-КМЦ или этоксиметилцеллюлозу-ЭМЦ, в качестве полимеров акрилового ряда - полиакриламид.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2000115421/03A RU2192541C2 (ru) | 2000-06-14 | 2000-06-14 | Способ изоляции притоков пресной воды в скважины, разрабатывающие месторождения высоковязких нефтей и природных битумов |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2000115421/03A RU2192541C2 (ru) | 2000-06-14 | 2000-06-14 | Способ изоляции притоков пресной воды в скважины, разрабатывающие месторождения высоковязких нефтей и природных битумов |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2000115421A RU2000115421A (ru) | 2002-06-20 |
RU2192541C2 true RU2192541C2 (ru) | 2002-11-10 |
Family
ID=20236237
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2000115421/03A RU2192541C2 (ru) | 2000-06-14 | 2000-06-14 | Способ изоляции притоков пресной воды в скважины, разрабатывающие месторождения высоковязких нефтей и природных битумов |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2192541C2 (ru) |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2535762C2 (ru) * | 2013-01-17 | 2014-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки неоднородного нефтяного месторождения |
RU2544213C2 (ru) * | 2009-10-21 | 2015-03-10 | Винтерсхалл Холдинг ГмбХ | Способ добычи нефти из подземных нефтяных месторождений |
RU2559233C1 (ru) * | 2014-04-24 | 2015-08-10 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания (ОАО "РИТЭК") | Гелеобразующий состав для изоляции водопритоков в скважину |
RU2575488C2 (ru) * | 2014-05-08 | 2016-02-20 | Фарид Альфредович Губайдуллин | Целлюлозная мука для изоляции водоносных или обводненных пластов с целью повышения нефтеотдачи и способ ее получения |
-
2000
- 2000-06-14 RU RU2000115421/03A patent/RU2192541C2/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2544213C2 (ru) * | 2009-10-21 | 2015-03-10 | Винтерсхалл Холдинг ГмбХ | Способ добычи нефти из подземных нефтяных месторождений |
RU2535762C2 (ru) * | 2013-01-17 | 2014-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки неоднородного нефтяного месторождения |
RU2559233C1 (ru) * | 2014-04-24 | 2015-08-10 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания (ОАО "РИТЭК") | Гелеобразующий состав для изоляции водопритоков в скважину |
RU2575488C2 (ru) * | 2014-05-08 | 2016-02-20 | Фарид Альфредович Губайдуллин | Целлюлозная мука для изоляции водоносных или обводненных пластов с целью повышения нефтеотдачи и способ ее получения |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
DE69828961T2 (de) | Methoden und materialien zum xanthanabbau | |
Nasr-El-Din et al. | Stimulation of water-disposal wells using acid-in-diesel emulsions: Case histories | |
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 | |
RU2583104C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
RU2286446C1 (ru) | Способ кислотной обработки призабойной зоны скважины | |
CN112961663A (zh) | 一种驱油型压裂液体系及其制备方法 | |
JPH0119036B2 (ru) | ||
CN105273709A (zh) | 一种清洁压裂液体系 | |
RU2467163C1 (ru) | Способ технологической обработки ствола скважины, преимущественно пологой и горизонтальной, для удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта | |
RU2192541C2 (ru) | Способ изоляции притоков пресной воды в скважины, разрабатывающие месторождения высоковязких нефтей и природных битумов | |
RU2368769C2 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
US3163212A (en) | Combination fracturing and secondary recovery method | |
US2796131A (en) | Process for improving the oil-water ratio of oil and gas wells | |
RU2540767C1 (ru) | Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта после первичного вскрытия для восстановления фильтрационно-емкостных свойств коллектора | |
CN110791279A (zh) | 一种低渗透砂岩油藏高粘度强溶蚀酸液体系 | |
Mou et al. | RESEARCH ON ACID LEAKOFF REDUCTION BY INJECTING LARGE VOLUME OF SLICK WATER IN ACID FRACTURING OF NATURALLY FRACTURED OIL RESERVOIRS. | |
RU2004116889A (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
RU2616893C1 (ru) | Способ ограничения водопритока в добывающих нефтяных скважинах | |
RU2679029C1 (ru) | Состав для кислотной обработки прискважинной зоны пласта (варианты) | |
Fredrickson et al. | Selective placement of fluids in a fracture by controlling density and viscosity | |
US3198253A (en) | Hydraulic fracturing | |
RU2451168C1 (ru) | Способ регулирования фронта заводнения нефтяных пластов | |
RU2272127C1 (ru) | Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны терригенного пласта | |
US3084056A (en) | Plugging agent composition |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20040615 |