RU2266400C2 - Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин - Google Patents
Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2266400C2 RU2266400C2 RU2002125849/03A RU2002125849A RU2266400C2 RU 2266400 C2 RU2266400 C2 RU 2266400C2 RU 2002125849/03 A RU2002125849/03 A RU 2002125849/03A RU 2002125849 A RU2002125849 A RU 2002125849A RU 2266400 C2 RU2266400 C2 RU 2266400C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- foam
- bed
- injection
- formation
- Prior art date
Links
Abstract
Изобретение относится к области добычи нефти с применением заводнения продуктивных пластов и предназначено для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин. Техническим результатом является расширение ассортимента составов, образующих в пласте водоизоляционные экраны, способствующие выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин. В способе выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, включающем закачку в пласт через нагнетательные скважины пенообразующего раствора - водного раствора поверхностно-активного вещества ПАВ с гелеобразующей добавкой, повышающей устойчивость образуемой пенной оторочки, а затем газа, в качестве указанной гелеобразующей добавки используют силикат натрия в количестве 10-11% объемных, газ закачивают в объеме, позволяющем преобразовывать в пласте пенообразующий раствор в пену с условной кратностью 2-5, закачку газа прекращают после завершения пенообразования с созданием водоизоляционного экрана. Пенную оторочку образуют в пласте циклически многократными последовательными закачками указанного пенообразующего раствора и газа. 1 з.п. ф-лы.
Description
Изобретение относится к области добычи нефти с применением заводнения продуктивных пластов и предназначено для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин.
Известен способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, включающий закачку в пласт изолирующих осадко и/или гелеобразующих составов, избирательно проникающих в наиболее проницаемые пропластки (патент РФ №2175053, Е 21 В 43/00, 1999).
Недостатком известного способа является то, что для создания водоизоляционных экранов требуется значительное количество реагентов, что делает способ высокозатратным. Кроме того, исходные реагенты не всегда имеются в требуемом количестве.
Наиболее близким аналогом является способ, предусматривающий снижение проницаемости обводненной части пласта, при котором происходит выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин, включающий закачку в пласт через нагнетательные скважины пенообразующего раствора - водного раствора поверхностно-активного вещества, а затем газа, причем в пенообразующий раствор вводят гелеобразующие добавки, повышающие устойчивость пеной оторочки, формирование которой осуществляют циклически многократными последовательными закачками пенообразующего раствора и газа (патент РФ №2186953, Е 21 В 43/16, 2002).
Техническим результатом является расширение ассортимента составов, образующих в пласте водоизоляционные экраны, способствующие выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин.
В способе выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, включающем закачку в пласт через нагнетательные скважины пенообразующего раствора - водного раствора поверхностно-активного вещества ПАВ с гелеобразующей добавкой, повышающей устойчивость образуемой пенной оторочки, а затем газа, в качестве указанной гелеобразующей добавки используют силикат натрия в количестве 10-11% объемных, газ закачивают в объеме, позволяющем преобразовывать в пласте пенообразующий раствор в пену с условной кратностью 2-5, закачку газа прекращают после завершения ценообразования с созданием водоизоляционного экрана.
Пенную оторочку образуют в пласте циклически многократными последовательными закачками указанного пенообразующего раствора и газа.
Для реализации способа в призабойную зону пласта через нагнетательную скважину закачивают пенообразующий раствор - водный раствор ионогенных или неионогенных ПАВ, например сульфонола, неонола, синтанола и др. с концентрацией 0,5-0,8% мас., а затем газообразный агент, например азот, природный газ или воздух, в количестве и соотношении, определяемых коллекторскими свойствами пласта и объемом создаваемой пенной оторочки.
Пример расчета объема пенной оторочки.
Например, по рекомендации геологической службы добывающего предприятия в пласт необходимо закачать 500 м3 пенной оторочки.
Объем пенообразующего раствора определяют исходя из кратности пены -
Kп=(Vгп+Vпр)/Vпр, где:
(Vгп+Vпр)=Vп - объем пеногазового состава;
Vпр - объем пенообразующего раствора;
Vгп - объем газа в пластовых условиях.
Vпр=Vп/Kп.
Если необходимо создать в пласте пеногазовую оторочку с кратностью - 5, то Vпр=500 м3/ 5=100 м3.
Тогда объем газа, являющегося составляющей частью пеногазовой оторочки, в пластовых условиях равен -
Vгп=Vп-Vпр=500-100=400 м3.
Объем газа в нормальных условиях (на поверхности) определяем из формулы Клайперона-Менделеева -
Vгп=VгоРоТп/РпТ0, где:
Vго - объем газа в нормальных условиях, м3 (400 м3);
Ро - атмосферное давление, атм (1 атм);
То - температура на приеме компрессора, К (253 К);
Рп - давление в пласте, атм (200 атм);
Тп - температура в пласте, К (333 К).
Vго=VгпРпТо/РоТп=400·200·253/1·333=60000 м3
Таким образом, с поверхности в пласт необходимо закачать 60000 м3 газа, чтобы получить пеногазовую оторочку объемом 500 м3 с кратностью -5.
При закачке в пласт пенообразующего раствора им прежде всего насыщаются имеющие более высокую проницаемость интервалы, в которые уходят основные объемы воды, закачиваемой для вытеснения нефти из пласта.
Последующая закачка в пласт газа ведет к проникновению его преимущественно в эти же интервалы и к вспениванию пенообразующего раствора за счет диспергации газа и обволакивания его пленкой из раствора. Созданная пенная структура занимает объем в несколько раз больший (в Кп раз, где Кп=1+Vгп/Vпр), чем оторочка раствора. Происходит увеличение охвата интервала пласта в радиальном направлении.
Контроль за технологическим процессом ведут по давлению на устье скважины. При нагнетании газового агента, осуществляемом после закачки в пласт пенообразующего раствора, давление начинает монотонно возрастать из-за возрастания сопротивления пласта по мере увеличения охвата его пенной оторочкой. Момент завершения пенообразования фиксируется по снижению темпа роста давления на устье скважины, так как в этот момент фронт газа достигает границы пластовой воды, в которой не происходит образования устойчивой пены. Дальнейшую подачу газа прекращают.
В поровых каналах высокопроницаемого пропластка образуется пенная структура, обладающая высокими кольматирующими свойствами, так как пена обладает достаточно высокой прочностью на сдвиговые усилия и продолжительной устойчивостью.
Для повышения устойчивости пенных систем в водный раствор ПАВ вводят гелеобразующую добавку - силикат натрия в количестве 10-11% объемных, способствующую образованию более прочных оболочек газовых пузырьков. Концентрация реагентов установлена по результатам исследований.
При необходимости увеличения охвата высокопроницаемого интервала пласта пенной оторочкой проводят многократную циклическую закачку пенообразующего раствора и газа. Предлагаемый способ позволяет за счет образования пены в пласте создать водоизоляционный экран, более глубоко продвинутый в высоко проницаемые интервалы. После установки водоизолирующего экрана нагнетательную скважину вводят в эксплуатацию. Создание пенной системы в высокопроницаемых интервалах пласта приводит к эффективному перераспределению фильтрационных потоков нагнетаемой в пласт воды, чем обеспечивает дополнительное вытеснение остаточной нефти, содержащейся в низкопроницаемых интервалах пласта.
Claims (2)
1. Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, включающий закачку в пласт через нагнетательные скважины пенообразующего раствора - водного раствора поверхностно-активного вещества ПАВ с гелеобразующей добавкой, повышающей устойчивость образуемой пенной оторочки, а затем газа, отличающийся тем, что в качестве указанной гелеобразующей добавки используют силикат натрия в количестве 10-11 об.%, газ закачивают в объеме, позволяющем преобразовывать в пласте пенообразующий раствор в пену с условной кратностью 2-5, закачку газа прекращают после завершения пенообразования с созданием водоизоляционного экрана.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что пенную оторочку образуют в пласте циклически многократными последовательными закачками указанного пенообразующего раствора и газа.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2002125849/03A RU2266400C2 (ru) | 2002-09-27 | 2002-09-27 | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2002125849/03A RU2266400C2 (ru) | 2002-09-27 | 2002-09-27 | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2002125849A RU2002125849A (ru) | 2004-03-27 |
| RU2266400C2 true RU2266400C2 (ru) | 2005-12-20 |
Family
ID=35869803
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2002125849/03A RU2266400C2 (ru) | 2002-09-27 | 2002-09-27 | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2266400C2 (ru) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102011572A (zh) * | 2010-12-24 | 2011-04-13 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种稠油井复合高温调剖方法 |
| CN103541705A (zh) * | 2012-07-11 | 2014-01-29 | 中国石油化工股份有限公司 | 超稠油油藏蒸汽驱的高温堵调设备和高温堵调方法 |
| CN105781512A (zh) * | 2016-04-19 | 2016-07-20 | 中国石油大学(华东) | 一种泡沫辅助温敏相变体系抑制复合热流体吞吐气窜的方法 |
| RU2742089C1 (ru) * | 2020-08-26 | 2021-02-02 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах пенообразующим составом (варианты) |
| EA038892B1 (ru) * | 2020-12-25 | 2021-11-03 | Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефти И Газа (Нипинг) | Способ разработки нефтяной залежи |
-
2002
- 2002-09-27 RU RU2002125849/03A patent/RU2266400C2/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102011572A (zh) * | 2010-12-24 | 2011-04-13 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种稠油井复合高温调剖方法 |
| CN102011572B (zh) * | 2010-12-24 | 2014-04-02 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种稠油井复合高温调剖方法 |
| CN103541705A (zh) * | 2012-07-11 | 2014-01-29 | 中国石油化工股份有限公司 | 超稠油油藏蒸汽驱的高温堵调设备和高温堵调方法 |
| CN103541705B (zh) * | 2012-07-11 | 2017-09-22 | 中国石油化工股份有限公司 | 超稠油油藏蒸汽驱的高温堵调设备和高温堵调方法 |
| CN105781512A (zh) * | 2016-04-19 | 2016-07-20 | 中国石油大学(华东) | 一种泡沫辅助温敏相变体系抑制复合热流体吞吐气窜的方法 |
| RU2742089C1 (ru) * | 2020-08-26 | 2021-02-02 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах пенообразующим составом (варианты) |
| EA038892B1 (ru) * | 2020-12-25 | 2021-11-03 | Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефти И Газа (Нипинг) | Способ разработки нефтяной залежи |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2002125849A (ru) | 2004-03-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2096118C (en) | Enhanced liquid hydrocarbon recovery process | |
| US4232741A (en) | Temporarily plugging a subterranean reservoir with a self-foaming aqueous solution | |
| US6439308B1 (en) | Foam drive method | |
| US4683949A (en) | Conformance improvement in a subterranean hydrocarbon-bearing formation using a polymer gel | |
| CA1275356C (en) | Method of reducing permeability in subterranean formation by use ofalkali metal silicate foam | |
| CN111793489B (zh) | 一种碳酸盐岩油藏原位生气起泡凝胶体系及其应用方法 | |
| US3656550A (en) | Forming a barrier between zones in waterflooding | |
| CN111622709B (zh) | 一种薄隔层稠油油藏下层水堵水方法及使用的堵水剂体系 | |
| US5346008A (en) | Polymer enhanced foam for treating gas override or gas channeling | |
| CA2552525C (en) | Method of reducing water influx into gas wells | |
| US4129182A (en) | Miscible drive in heterogeneous reservoirs | |
| RU2266400C2 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин | |
| CN101012744A (zh) | 氮气泡沫调驱段塞注入工艺 | |
| EP0186663B1 (en) | Gel and process for retarding fluid flow | |
| US5351757A (en) | Method for silica gel emplacement for enhanced oil recovery | |
| WO1994023178A1 (en) | Foamed gels to reduce gas coning in matrix environments | |
| CN113404459B (zh) | 一种底水气藏高含水气井选择性堵水方法 | |
| RU2169258C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных и ограничения водопритоков в добывающих скважинах | |
| RU2536529C1 (ru) | Способ селективной изоляции обводненных интервалов нефтяного пласта | |
| RU2127807C1 (ru) | Способ изоляции притока пластовых вод | |
| US3548940A (en) | Method for recovery of hydrocarbons from a subterranean formation previously produced by solution gas drive | |
| RU2282654C1 (ru) | Состав для изоляции в скважине интервала притока пластовых вод | |
| Hochanadel et al. | Improving oil recovery in the naturally fractured, tight, dirty sandstone of the Townsend Newcastle sand unit-Weston County, Wyoming | |
| RU2324807C2 (ru) | Способ изоляции зон водопритока в скважине | |
| RU2784709C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта на карбонатной залежи высоковязкой нефти |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20060928 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20110928 |