RU2194158C1 - Состав для регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта - Google Patents
Состав для регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2194158C1 RU2194158C1 RU2002108103A RU2002108103A RU2194158C1 RU 2194158 C1 RU2194158 C1 RU 2194158C1 RU 2002108103 A RU2002108103 A RU 2002108103A RU 2002108103 A RU2002108103 A RU 2002108103A RU 2194158 C1 RU2194158 C1 RU 2194158C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- composition
- latex
- regulation
- oil
- Prior art date
Links
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для регулирования разработки неоднородных пластов нефтяных месторождений. Состав для регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта содержит, %: жидкое стекло (в пересчете на силикат натрия) 0,1 - 10,0; латекс (в пересчете на сухое вещество) 0,01 - 10,00; вода остальное. Используют стабилизированные или нестабилизированные синтетические или натуральные латексы - устойчивые мелкодисперсные взвеси синтетических или натуральных каучуков в воде. Техническим результатом является повышение эффективности воздействия.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для повышения нефтеотдачи нефтяных месторождений путем регулирования разработки неоднородных пластов.
Известны составы для регулирования проницаемости неоднородных пластов, основанные на использовании силикатно-щелочных реагентов и водорастворимых полимеров (Е. Н. Сафонов, Р.Х.Алмаев "Методы извлечения остаточной нефти на месторождениях Башкортостана" - РИЦ АНК Башнефть, 1997, с.71-181). Недостатками известных способов является недостаточная эффективность.
Известен способ регулирования разработки нефтяных месторождений, основанный на закачке в пласт полимердисперсных составов на основе глинистых растворов (Газизов А.Ш., Низамов Р.Х. Нефтепромысловое дело, 1990, N7, с.49-52). Недостатком его является недостаточная эффективность, связанная с плохой фильтруемостью закачиваемых растворов в неоднородный пласт.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому составу является состав, содержащий жидкое стекло, добавку (водорастворимый органический полимер) и воду (Е.Н.Сафонов, Р.Х.Алмаев "Методы извлечения остаточной нефти на месторождениях Башкортостана" - РИЦ АНК Башнефть, 1997, с.106-125). Недостатком его является недостаточная эффективность.
Целью изобретения является повышение эффективности воздействия. Указанная цель достигается применением состава, содержащего жидкое стекло, добавку и воду, отличающийся тем, что в качестве добавки содержит латекс при следующем соотношении компонентов, %:
Жидкое стекло (в пересчете на силикат натрия) - 0,1 - 10,0
Латекс (в пересчете на сухое вещество) - 0,01 - 10,00
Вода - Остальное
В составе используется жидкое стекло (раствор в воде силиката натрия), в том числе по ГОСТ 13078-81, или порошок силиката натрия, например, по ТУ 2145-015-13002578-94, или водные растворы силикатов натрия, например, по ТУ 2145-014-13002578-94 и т.п.
Жидкое стекло (в пересчете на силикат натрия) - 0,1 - 10,0
Латекс (в пересчете на сухое вещество) - 0,01 - 10,00
Вода - Остальное
В составе используется жидкое стекло (раствор в воде силиката натрия), в том числе по ГОСТ 13078-81, или порошок силиката натрия, например, по ТУ 2145-015-13002578-94, или водные растворы силикатов натрия, например, по ТУ 2145-014-13002578-94 и т.п.
В заявляемом составе используются стабилизированные или нестабилизированные синтетические или натуральные латексы (устойчивые мелкодисперсные взвеси синтетических или натуральных каучуков в воде). Нестабилизированные латексы коагулируют при смешении с минерализованными водами и растворами, а стабилизированные латексы не образуют осадков при смешении с высокоминерализованными водами нефтяных месторождений. Можно использовать синтетические латексы различных марок (например, СКС-65 ГП и СКС-65 ГПБ по ТУ 38.303-05-45-94) и латексы - полупродукты дня получения каучуков (например, каучука СКСМ-АР-30). В качестве стабилизаторов латексов используют неионногенные поверхностно-активные вещества (НПАВ) типа оксиэтилированных алкилфенолов и их производных (OП-7, OП-10 марки "Неонол", марки "Синтерол" и т.п.). Стабилизатор вводится в товарную форму нестабилизированного латекса в массовой концентрации 1-10%.
Состав готовят путем растворения компонентов в пресной или минерализованной воде с плотностью не более 1010 кг/м3 или в их смеси. Закачивание состава в пласт можно осуществлять по технологии площадного воздействия (с кустовых насосных станций) и по разовой технологии (в отдельные скважины).
Эффективность заявляемого состава достигается следующим образом. При взаимодействии в растворе коллоидных частиц латекса и молекул силиката натрия полимера происходит образование латексно-силикатных комплексов. Крупные латексно-полимерные комплексы проникают, главным образом, в высокопроницаемые водопроводящие каналы пласта, что обеспечит селективное регулирование (снижение) проницаемости неоднородного пласта. Смешение в пласте состава с минерализованными водами (плотностью выше 1020 кг/м3) или специально закаченными оторочками растворов солей поливалентных металлов приводит к осаждению латексно-полимерных комплексов с образованием тампонажной массы, снижающей или прекращающей фильтрацию воды через высокопроницаемые пропластки неоднородного пласта.
При использовании в составе стабилизированного латекса ("мягкий" вариант воздействия) данный компонент способствует лучшему сцеплению частиц силикагеля с поверхностью коллектора и между собой. Нестабилизированный латекс ("жесткий" вариант состава) приводит к образованию в пласте резиноподобной массы с повышенными тампонажными характеристиками. Силикат натрия создает щелочную среду, которая препятствует преждевременной коагуляции нестабилизированных латексов.
Рассмотрим примеры осуществления известного и предлагаемого составов в промысловых условиях.
Пример 1 (прототип). Объект испытания по прототипу - очаг воздействия, представленный одной нагнетательной и четырьмя добывающими скважинами. Приемистость нагнетательной скважины 405 м3/сут, обводненность продукции добывающих скважин - 92 - 97%. Пласт представлен терригенными коллекторами, неоднороден по толщине, средняя проницаемость пласта - 0,54 мкм2, средняя пористость - 0,23. Плотность закачиваемых вод 1120 кг/м3. Дебит по нефти на одну скважину - 2,1-5,9 т/сут. После проведения комплекса подготовительных и исследовательских работ в нагнетательную скважину закачивают 6 м3 пресной воды, 50 м3 раствора, содержащего 5% силиката натрия и 0,20% полиакриламида, еще 6 м3 пресной воды и продавливают в пласт 80 м3 сточной водой плотностью 1120 кг/м3 и скважину останавливают на реагирование на 2 суток.
В результате воздействия обводненность нефти по добывающим скважинам снизилась до 86,0 - 95% (в среднем на 5%), средний дебит нефти возрос на 0,37 т/сут (на 9,1%).
Пример 2. Предлагаемый состав. Испытуемый объект - очаг, представленный одной нагнетательной и четырьмя добывающими скважинами, эксплуатирует неоднородный пласт, сложенный терригенными коллекторами с проницаемостью 0,51 мкм2 и пористостью 0,22. Обводненность добываемой продукции добывающих скважин 93 - 99%. Приемистость нагнетательной скважины - 380 м3/сут. Средний дебит по нефти 2,7 - 6,1 т/сут. Плотность закачиваемой воды - 1134 кг/м3.
В нагнетательную скважину закачивают 6 м3 пресной воды, 50 м3 раствора, содержащего 5% латекса СКС-65 ГПБ и 2% силиката натрия, еще 6 м3 пресной воды и 120 м3 сточной воды плотностью 1134 кг/м3 для продавки реагентов в пласт. После 1 суточной выдержки на реагирование переходят под закачку воды из системы поддерживания пластового давления.
В результате воздействия приемистость скважины не изменилась, обводненность продукции по добывающим скважинам снизилась до 81 - 89% (в среднем на 8%). Дебиты по нефти в среднем на одну скважину возросли на 0,67 т/сут, т.е. на 17,6%.
На основании анализа динамики показателей эксплуатации скважин можно сделать вывод о том, что использование предлагаемого способа по сравнению с известным позволяет в большей степени снизить обводненность продукции (по сравнению с прототипом в 1,6 раза) и увеличить дебиты скважин но нефти по сравнению с прототипом в 1,8 раза.
Наиболее подходящими объектами для воздействия по предлагаемому составу являются нефтяные месторождения с неоднородными коллекторами и находящиеся на средней или поздней стадиях разработки. Применение заявляемого состава приведет к выравниванию фронта заводнения, снижению обводненности продукции, уменьшению непроизводительной закачки воды и вовлечению в разработку плохо дренированных участков пласта.
Claims (1)
- Состав для регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта, содержащий жидкое стекло, добавку и воду, отличающийся тем, что в качестве добавки содержит латекс при следующем соотношении компонентов, %:
Жидкое стекло (в пересчете на силикат натрия) - 0,1 - 10,0
Латекс (в пересчете на сухое вещество) - 0,01 - 10,00
Вода - Остальное
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2002108103A RU2194158C1 (ru) | 2002-03-29 | 2002-03-29 | Состав для регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2002108103A RU2194158C1 (ru) | 2002-03-29 | 2002-03-29 | Состав для регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2194158C1 true RU2194158C1 (ru) | 2002-12-10 |
Family
ID=20255506
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2002108103A RU2194158C1 (ru) | 2002-03-29 | 2002-03-29 | Состав для регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2194158C1 (ru) |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN101633835B (zh) * | 2009-08-27 | 2012-02-01 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种稠油热采封窜剂 |
RU2526943C1 (ru) * | 2013-04-16 | 2014-08-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский национальный исследовательский технологический университет" (ФГБОУ ВПО "КНИТУ") | Состав для регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта |
CN105332686A (zh) * | 2015-12-03 | 2016-02-17 | 北京瑞莱博石油技术有限公司 | 微观驱油玻璃模型的制备方法 |
CN105443089A (zh) * | 2015-12-03 | 2016-03-30 | 北京永瑞达科贸有限公司 | 微观驱油玻璃模型的制备方法 |
-
2002
- 2002-03-29 RU RU2002108103A patent/RU2194158C1/ru active IP Right Revival
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
САФОНОВ Е.Н. и др. Методы извлечения остаточной нефти на месторождениях Башкортостана. - Уфа: РИЦ АНК Башнефть, 1997, с.77-125. * |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN101633835B (zh) * | 2009-08-27 | 2012-02-01 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种稠油热采封窜剂 |
RU2526943C1 (ru) * | 2013-04-16 | 2014-08-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский национальный исследовательский технологический университет" (ФГБОУ ВПО "КНИТУ") | Состав для регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта |
CN105332686A (zh) * | 2015-12-03 | 2016-02-17 | 北京瑞莱博石油技术有限公司 | 微观驱油玻璃模型的制备方法 |
CN105443089A (zh) * | 2015-12-03 | 2016-03-30 | 北京永瑞达科贸有限公司 | 微观驱油玻璃模型的制备方法 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2485301C1 (ru) | Способ добычи нефти | |
RU2194158C1 (ru) | Состав для регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта | |
RU2487235C1 (ru) | Способ разработки обводненного карбонатного пласта | |
CN105385429A (zh) | 一种用于非均质油藏调驱或调剖的非均相体系及制备方法 | |
EP0177324A2 (en) | Enhanced hydrocarbon recovery by permeability modification with phenolic gels | |
RU2106484C1 (ru) | Способ реагентной обработки скважины | |
RU2169258C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных и ограничения водопритоков в добывающих скважинах | |
RU2172821C1 (ru) | Состав для регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта | |
RU2536070C1 (ru) | Способ разработки и повышения нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов | |
RU2136872C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2146002C1 (ru) | Способ регулирования фронта заводнения нефтяных пластов | |
RU2307240C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
RU2090746C1 (ru) | Способ регулирования разработки нефтяных месторождений заводнением | |
RU2060373C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
RU2212529C1 (ru) | Способ регулирования проницаемости неоднородного нефтяного пласта | |
RU2250989C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2302519C2 (ru) | Способ регулирования проницаемости обводненного неоднородного нефтяного пласта | |
RU2211317C1 (ru) | Способ воздействия на нефтяную залежь с неоднородными коллекторами | |
RU2060374C1 (ru) | Способ разработки неоднородных залежей нефти заводнением | |
RU2383725C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2133825C1 (ru) | Способ разработки продуктивного пласта | |
RU2127358C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения заводнением | |
RU2169255C1 (ru) | Способ регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта | |
RU2148160C1 (ru) | Способ регулирования проницаемости пласта | |
RU2168005C2 (ru) | Способ регулирования разработки неоднородной нефтяной залежи |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20140330 |
|
NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20160110 |