RU2280757C1 - Способ изоляции притока пластовых вод - Google Patents
Способ изоляции притока пластовых вод Download PDFInfo
- Publication number
- RU2280757C1 RU2280757C1 RU2005106005/03A RU2005106005A RU2280757C1 RU 2280757 C1 RU2280757 C1 RU 2280757C1 RU 2005106005/03 A RU2005106005/03 A RU 2005106005/03A RU 2005106005 A RU2005106005 A RU 2005106005A RU 2280757 C1 RU2280757 C1 RU 2280757C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- solution
- sodium silicate
- forming
- gypsum
- gas
- Prior art date
Links
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к снижению обводненности газовых, нефтяных и газоконденсатных скважин. В способе изоляции притока пластовых вод, включающем закачку растворов хлористого кальция и соли серной кислоты, содержащих эквивалентные количества гипсообразующих ионов, и раствора силиката натрия, указанные растворы закачивают последовательно, а в раствор силиката натрия плотностью 1,200-1,300 г/см3 вводят 0,3-0,5%-ный раствор полимера - карбоксиметилцеллюлозы при их соотношении 1:0,3, обеспечивающем образование "сшитой" структуры и объемных осадков. Технический результат - повышение эффективности способа за счет применения силикатно-полимерного раствора, способствующего образованию "сшитых" термостабильных структур, обладающих вязко-упругими свойствами, и объемных осадков, позволяющих значительно снизить фазовую проницаемость пород. 1 табл., 1 ил.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к снижению обводненности газовых, нефтяных и газоконденсатных скважин.
Известен способ изоляции притока пластовых вод, включающий последовательную закачку в пласт двух составов с образованием тампонирующего осадка (гипса) с докреплением изоляционного экрана последующей закачкой силиката натрия (2187628). Способ применяется для повышения нефтеотдачи и аналогичен щелочному заводнению.
Недостатком данного способа является низкая эффективность изоляционного эффекта за счет сильно щелочной среды, получаемой в результате реакции, что в условиях пласта при температуре около 80°С обусловливает низкую реакционную способность и агрегативную устойчивость образующихся осадков.
Наиболее близким техническим решением, взятым за прототип, является способ изоляции притока пластовых вод, включающий закачку растворов хлористого кальция и соли серной кислоты, содержащих эквивалентные количества гипсообразующих ионов, отличающийся тем, что, первоначально закачивают раствор соли серной кислоты, в который предварительно вводят часть хлористого кальция от эквивалентного количества и раствор силиката натрия, далее закачивают раствор, содержащий оставшееся количество хлористого кальция (2114991). К недостаткам прототипа можно отнести следующее: различная реология растворов реагентов, обусловленная повышенной вязкостью суспензии на основе соли серной кислоты, что снижает ее фильтрационные характеристики при обработке низкопроницаемых пород, и неравномерному смешиванию растворов реагентов в пластовых условиях, сложность регулирования времени гелеобразования при закачке в пласт. Кроме того, опубликованные результаты исследований (Р.Х.Алмаев, В.В.Девятов. Влияние щелочных осадкообразующих составов на изменение проницаемости нефтенасыщенных пород, «Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений», 1995, №3) агрегативного состояния продуктов взаимодействия щелочей и хлористого кальция показывают, что в пластовых условиях при высокой температуре (80°С) происходит перекристаллизация образующихся мелкодисперсных взвесей гидроокисей, соизмеримых с размерами пор, что не приводит к уменьшению фазовой проницаемости для фильтрующейся воды и соответственно снижает изоляционный эффект.
Задачей предлагаемого изобретения является создание в водопромытых интервалах пласта устойчивого объемного осадка, препятствующего прорыву пластовых вод.
Технический результат предлагаемого способа ограничения водопритока в скважину - повышение эффективности способа за счет применения силикатно-полимерного раствора, способствующего образованию «сшитых» термостабильных структур и объемных осадков.
Этот результат достигается тем, что способ ограничения водопритока в скважину включает закачку растворов хлористого кальция и соли серной кислоты, содержащих эквивалентные количества гипсообразующих ионов, затем закачку силикатно-полимерного раствора. При такой последовательности радиального расположения различных типов изолирующих материалов в пласте из его глубины по мере увеличения депрессии к стволу скважины синхронно улучшаются изолирующие свойства тампонирующих материалов. В глубине пласта, где депрессия минимальна и на определенном расстоянии от скважины стремится к нулю, изолирующий экран радиусом до 10 м представлен осадками гипса, препятствующими прорыву воды в продуктивный пласт. По мере увеличения депрессии, при приближении к скважине, требования к прочности изолирующего экрана возрастают. В зоне максимальной депрессии, расположенной у стенки скважины радиусом до 1 м, изолирующий экран формируется из объемных осадков кремнегеля и стекловидного силиката кальция, который благодаря комплексу высоких адгезионных и механических характеристик способен противостоять высокому перепаду давлений без прорыва воды через изолирующий экран. Добавка в раствор силиката натрия полимера придает новые свойства образующемуся гелю. В этом случае разветвленные макромолекулярные цепи силикатов и полимера при взаимодействии с щелочно-земельными катионами солей способствуют образованию различных «сшитых» термостабильных структур, обладающих вязко-упругими свойствами, и объемных осадков, которые приводят к значительному снижению фазовой проницаемости пород.
Сопоставительный анализ с прототипом показывает, что отличительные признаки нового способа изоляции водопритока являются необходимым и достаточным условием, характеризующим новизну объекта изобретения, а именно:
1) закачка различных типов изолирующих материалов в пласт, синхронно улучшающих изолирующие свойства тампонирующих материалов из его глубины по мере увеличения депрессии к стволу скважины;
2) закачка после гипсообразующих растворов силикатно-полимерного раствора, позволяющего образовывать «сшитые» термостабильные структуры, обладающих вязко-упругими свойствами, и объемные осадки;
3) концентрационные пределы и соотношение компонентов в используемых растворах.
Для реализации разработанного способа используются доступные реагенты и вещества отечественного производства:
- кальций хлористый;
- бисульфат натрия;
- концентрированный раствор силиката натрия (жидкое стекло);
- карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ).
Для обработки используются гипсообразующие растворы с концентрациями, согласно стехиометрическим расчетам, дающими при взаимодействии максимальный выход осадка, а именно бисульфат натрия 20-25%, хлористый кальций 15-20% в соотношении 1:1. Для приготовления силикатно-полимерного раствора используют силикат натрия плотностью 1,200-1,300 г/см3 при добавлении 0,3-0,5% раствора КМЦ в соотношении 1:0,3. Указанные концентрационные пределы и соотношения используемых растворов позволяют образовывать в результате взаимодействия наиболее стабильные структуры, обладающие вязко-упругими свойствами, и объемные осадки, позволяющие значительно снизить фазовую проницаемость пород (см. чертеж).
Сущность предлагаемого изобретения состоит в следующем. Гипсообразующие растворы закачивают в пласт порционно через разделительный буфер, предотвращающий преждевременное смешивание реагентов. Сульфат кальция, образующийся в удаленной зоне пласта, перекрывает часть объема поровых каналов. Остальная часть порового канала заполнена образующимися в результате взаимодействия растворами хлористого натрия и соляной кислоты. Выделившаяся соляная кислота поддерживает кислую реакцию среды и выступает инициатором полимеризации последующего силикатно-полимерного раствора. При этом создается изолирующий экран, предотвращающий вымывание мелкодисперсного осадка сернокислого кальция (гипса). Закачка силикатно-полимерного геля выполняет ряд задач, а именно нейтрализует соляную кислоту, образует объемные осадки кремнегеля и при взаимодействии макромолекул силикатов и полимера с щелочно-земельными катионами солей способствует образованию более прочных и стабильных структур в ближней зоне пласта.
Описанные химические процессы проходят по следующей схеме:
NaHSO4*2H2O+CaCl2→CaSO4*2H2O↓+NaCl+HCl
Na2SiO3+2HCl→H2SiO3↓+2NaCl
Непрореагировавший в последней порции при закачке раствор CaCl2 также способствует отверждению силиката натрия с образованием малорастворимого стекловидного силиката кальция по схеме:
CaCl2+Н2О+Na2SiO3→2NaCl+CaO*SiO2*nH2O
Выделившийся кремнезоль взаимодействует по схеме:
Si(OH)4+CaCl2+Н2O→CaO*SiO2*nH2O+2HCl
Выделившаяся соляная кислота является катализатором твердения CaO*SiO2*nH2O. Этот факт обеспечивает быстрый набор прочности изолируемого участка.
Устойчивость полимеров к действию катионов поливалентных металлов зависит от содержания гидроксильных и карбоксильных групп. С увеличением процентного содержания таких групп увеличивается переход химических реагентов в нерастворимое состояние при взаимодействии с катионами кальция и магния. Обмен катионов может происходить по следующей схеме:
ROCH2COONa→ROCH2COOH→ROCH2COOMe1/n
При этом поливалентные катионы способны связывать несколько карбоксильных групп, способствуя укрупнению молекул и снижению растворимости.
Способ проверен в лабораторных условиях. Для лабораторных исследований в поровой среде использовались набивные модели сеноманского песка длиной 18 см, предварительно насыщенные сеноманской пластовой водой. Устанавливалась исходная проницаемость моделей по воде. Для сравнения искусственная кольматация образцов производилась осадкообразующими составами с различными значениями прокачанных объемов и по предлагаемой рецептуре с силикатполимерным раствором. Объем закачанных реагентов определялся в зависимости от измеренного объема пор набивной модели. После создания изоляционного экрана измерялась проницаемость образца по воде при тех же значениях давления, но с противоположной закачке реагентов стороны модели (см. таблицу).
Таблица | |||
№ модели | Кол-во циклов | Рецептура растворов | Остаточная проницаемость по воде, мкм |
22 | 3 | Гипсообразующие растворы в соотношении 1:1 | 0,010 |
23 | 3 | Гипсообразующие растворы* в соотношении 1:1 Силикатно-полимерный гель** |
0,0050 |
Предлагаемый | 0,010-0,0050 | ||
Прототип | 0,0152-0,16218 | ||
* Гипсообразующие растворы хлористого кальция и соли серной кислоты ** Раствор силиката натрия плотностью 1,300 г/см3, 0,5%-ный раствор карбоксиметицеллюлозы в соотношении 1:0,3 |
Таким образом, остаточная проницаемость породы коллектора после применения предложенного способа минимум в 3 раза меньше, чем у прототипа. Соответственно поступление воды в скважину при прочих равных условиях в 3 раза меньше.
Claims (1)
- Способ изоляции притока пластовых вод, включающий закачку растворов хлористого кальция и соли серной кислоты, содержащих эквивалентные количества гипсообразующих ионов, и раствора силиката натрия, отличающийся тем, что указанные растворы закачивают последовательно, а в раствор силиката натрия плотностью 1,200-1,300 г/см3 вводят 0,3-0,5%-ный раствор полимера - карбоксиметилцеллюлозы при их соотношении 1:0,3, обеспечивающем образование "сшитой" структуры и объемных осадков.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2005106005/03A RU2280757C1 (ru) | 2005-03-03 | 2005-03-03 | Способ изоляции притока пластовых вод |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2005106005/03A RU2280757C1 (ru) | 2005-03-03 | 2005-03-03 | Способ изоляции притока пластовых вод |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2280757C1 true RU2280757C1 (ru) | 2006-07-27 |
Family
ID=37057856
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2005106005/03A RU2280757C1 (ru) | 2005-03-03 | 2005-03-03 | Способ изоляции притока пластовых вод |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2280757C1 (ru) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2569941C2 (ru) * | 2013-07-26 | 2015-12-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Способ изоляции подошвенной воды |
EA034719B1 (ru) * | 2018-03-07 | 2020-03-12 | Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефти И Газа (Нипинг) | Способ разработки обводненного пласта |
-
2005
- 2005-03-03 RU RU2005106005/03A patent/RU2280757C1/ru active
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2569941C2 (ru) * | 2013-07-26 | 2015-12-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Способ изоляции подошвенной воды |
EA034719B1 (ru) * | 2018-03-07 | 2020-03-12 | Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефти И Газа (Нипинг) | Способ разработки обводненного пласта |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US11859124B2 (en) | Method for designing polymers for effective fluid loss control | |
CN103194202B (zh) | 一种吸附型酸液缓速外加剂及其制备方法 | |
RU2280757C1 (ru) | Способ изоляции притока пластовых вод | |
RU2597593C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных и ограничения водопритока в добывающих скважинах | |
RU2487235C1 (ru) | Способ разработки обводненного карбонатного пласта | |
RU2711202C2 (ru) | Способ ограничения водопритоков в газовых скважинах с аномально низким пластовым давлением | |
RU2160832C1 (ru) | Способ ограничения водопритоков в скважину | |
RU2716316C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
RU2064571C1 (ru) | Гелеобразующий состав для изоляции водопритоков и увеличения добычи нефти | |
RU2168618C2 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
CN107312508B (zh) | 铝盐络合物在制备钻井液中的应用及钻井液 | |
RU2210665C2 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2475622C1 (ru) | Способ крепления призабойной зоны продуктивного пласта газовых скважин | |
RU2138629C1 (ru) | Способ добычи нефти | |
RU2187628C1 (ru) | Способ разработки обводненной нефтяной залежи, неоднородной по геологическому строению | |
RU2191894C1 (ru) | Способ регулирования разработки нефтяного пласта | |
RU2105878C1 (ru) | Состав для ограничения притока пластовых вод | |
RU2111351C1 (ru) | Способ изоляции притока пластовых вод | |
RU2614997C1 (ru) | Способ ограничения водопритока в трещиноватых карбонатных коллекторах | |
RU2211317C1 (ru) | Способ воздействия на нефтяную залежь с неоднородными коллекторами | |
RU2262584C2 (ru) | Способ регулирования проницаемости пласта | |
RU2242606C1 (ru) | Состав для ремонтно-водоизоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах | |
RU2304706C2 (ru) | Способ регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта | |
RU2087699C1 (ru) | Способ ограничения притока пластовых вод | |
RU2224101C2 (ru) | Способ изоляции обводненных нефтяных коллекторов |