RU2285792C1 - Способ разработки нефтяных и газоконденсатных месторождений - Google Patents
Способ разработки нефтяных и газоконденсатных месторождений Download PDFInfo
- Publication number
- RU2285792C1 RU2285792C1 RU2005102975/03A RU2005102975A RU2285792C1 RU 2285792 C1 RU2285792 C1 RU 2285792C1 RU 2005102975/03 A RU2005102975/03 A RU 2005102975/03A RU 2005102975 A RU2005102975 A RU 2005102975A RU 2285792 C1 RU2285792 C1 RU 2285792C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gel
- formation
- oil
- water
- forming composition
- Prior art date
Links
Landscapes
- Detergent Compositions (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных и газоконденсатных месторождений с использованием химреагентов, и может быть применено для изоляции проницаемых пластов, сложенных терригенными коллекторами с поровой неоднородностью. Техническим результатом изобретения является повышение технологичности и эффективности способа разработки нефтяных и газоконденсатных месторождений за счет регулирования времени гелеобразования. В способе разработки нефтяных и газоконденсатных месторождений осуществляют закачку в обводненный пласт гелеобразующей композиции, содержащей, мас.%: катамин АБ в качестве регулятора скорости гелеобразования 0,05-0,1, цеолитный компонент для производства синтетических моющих средств 7,00-10,00, соляную кислоту 7,00-12,00 и воду остальное, выдержку указанной композиции в пласте на период гелеобразования в течение 0,5-3 суток, последующую закачку в пласт воды через нагнетательную скважину. 2 табл.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных и газоконденсатных месторождений с использованием химреагентов, и может быть применено для изоляции проницаемых пластов, сложенных терригенными коллекторами с поровой неоднородностью.
Известны способы разработки месторождений с применением различных реагентов (Ибрагимов Г.И., Хисамутдинов Н.И. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти. М.: Недра, 1983). Однако известные способы недостаточно эффективны и имеют ряд значительных недостатков.
Одним из методов ограничения и ликвидации водопритока является использование гелеобразующих композиций. Образование геля непосредственно в пластовых условиях позволяет создавать зоны (экран) с повышенным фильтрационным сопротивлением и исключать межпластовые перетоки, подтягивание подошвенных вод.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является способ разработки нефтяной залежи (нефтяная залежь может включать нефтяные и газоконденсатные месторождения) с обводненными пропластками, включающий закачку в обводненный пласт гелеобразующего материала следующего состава: 50-70 кг нефелина на 1 м3 10%-ного водного раствора соляной кислоты (Патент №2046183, Е 21 В 43/22, Алеев Ф.И. и др.).
Недостатком известного способа является невысокая эффективность вследствие быстрой нейтрализации кислотного раствора, в результате чего гелеобразующая композиция теряет свои свойства.
Задачей изобретения является повышение технологичности и эффективности способа разработки нефтяных и газоконденсатных месторождений за счет регулирования времени гелеобразования.
Указанная задача решается тем, что в способе разработки нефтяных и газоконденсатных месторождений, включающем закачку в обводненный пласт гелеобразующей композиции, содержащей соляную кислоту и воду, выдержку ее в пласте на период гелеобразования, последующую закачку в пласт воды через нагнетательную скважину, гелеобразующая композиция дополнительно содержит цеолитный компонент для производства синтетических моющих средств и катамин АБ в качестве регулятора скорости гелеобразования при следующем соотношении компонентов, мас.%:
катамин АБ | 0,05-0,1 |
указанный цеолитный компонент | 7,00-10,00 |
соляная кислота | 7,00-12,00 |
вода | остальное, |
указанную выдержку осуществляют в течение 0,5-3 суток.
В связи с имеющей место активной коррозией металлического оборудования и насосно-компрессорных труб в кислотной среде при высоких температурах предлагается незначительная (0,05-0,1% по массе) добавка катионоактивного ПАВ типа Катамин АБ. Катамин АБ, адсорбируясь на поверхности оборудования, труб, поверхности перового пространства, образует пленку, значительно снижающую смачиваемость породы соляной кислотой, уменьшающую скорость взаимодействия гелеобразующей композиции с породой пласта, снижающую реакцию соляной кислоты с металлом.
Для приготовления гелеобразующей композиции использовались цеолитный компонент для производства синтетических моющих средств, который содержит оксиды кремния, алюминия, калия и выпускается по ТУ 381011366; соляная кислота, выпускаемая по ТУ 6-01-04689381, плотностью 1,11 г/см3 и Катамин АБ. Катамин АБ относится к классу катионоактивных ПАВ, представляет собой четвертичное аммониевое соединение, получаемое конденсацией третичного амина и бензохлорида формулы [R1R2R3Н+СН2С6H5]Cl-, где R1 = алкил C8-C18; R2=CH3; С2Н5; С3Н7; R3=СН3; С2Н5; С3Н7.
Гелеобразующая композиция приготавливается смешением указанного сухого цеолитного компонента с расчетным количеством водного раствора соляной кислоты и катамина АБ. Гель образуется в пласте на определенном расстоянии от ствола скважины вследствие регулируемого времени гелеобразования. Закачиваемая в пласт композиция обладает низкой вязкостью (при 25°С - 1,7 мПа*с, при 85°С - 0,86 мПа*с), легко проникает в проницаемые пропластки и превращается в студнеобразную термо- и реологически устойчивую структуру, снижая проницаемость обводненной зоны пласта.
Процесс образования закупоривающей гелеобразующей массы протекает в течение 0,5-3 суток.
Таблица 1 | |||
Зависимость времени гелеобразования от концентрации поверхностно-активного вещества ПАВ (катамина АБ) в гелеобразующей композиции при 25°С | |||
Состав композиции | Время гелеобразования при 25°С, час | ||
Цеолитный компонент, г/л | Соляная кислота HCl, мас.% | Концентрация катамина АБ, мас.% | |
0,05 | 0,1 | ||
80 | 7,5 | 58,00 | 73,00 |
90 | 8,0 | 46,00 | 52,00 |
100 | 8,5 | 23,00 | 34,00 |
100 | 9,0 | 11,00 | 18,00 |
Гелеобразующая композиция на основе цеолитного компонента, соляной кислоты и Катамина АБ имеет следующие свойства:
- исходная композиция имеет небольшую вязкость и регулируемый период гелеобразования;
- образовавшийся в пласте гель имеет высокую вязкость при начальном напряжении сдвига 20-200 мПа*с;
- водоизолирующий состав не агрессивен, т.е. скорость коррозии состава соизмерима со скоростью коррозии ингибированной кислоты, применяемой в процессе нефтедобычи при соляно-кислотной обработке;
- при проведении технологических операций в скважинах гелеобразующая композиция исключает возникновение аварийных ситуаций, обусловленных свойствами этих систем.
В лабораторных условиях проведены испытания предлагаемого способа в сравнении с известным.
Проведены оценочные опыты фильтрующей способности жидкости через пористую среду, содержащую гелеобразующие составы. Исследования проведены с использованием сцементированного песчаника проницаемостью 520 мД и пористостью 35%.
Через подготовленную модель первоначально прокачивали воду до полной стабилизации процесса фильтрации воды, затем через образец керна прокачивали 2 поровых объема гелеобразующей композиции. После чего систему оставляли в покое для завершения процесса гелеобразования.
Оценочные эксперименты были проведены при комнатной температуре и постоянном расходе, который составлял 0,03 см3/с, а в качестве гелеобразующих композиций использовался известный состав (прототип): 7% (по массе) нефелина в 10%-ной (по массе) соляной кислоте и состав заявляемого способа разработки нефтяных и газоконденсатных месторождений, мас.%: указанный цеолитный компонент 8, соляная кислота 10, катамин АБ 0,05, вода 81,95.
После выдержки образца керна в течение 24 часов (1 суток) в статических условиях через него фильтровалась вода и определялась проницаемость. Помимо проницаемости оценивался градиент давления, т.е. способность геля, образовавшегося в песчанике, воспринимать репрессию. Как видно (Табл.2), закачка гелеобразуюшей композиции позволяет значительно снизить проницаемость песчаника.
Приведенные результаты исследования на примере высокопроницаемого песчаника показали, что применение гелеобразующей композиции на основе цеолитного компонента, соляной кислоты и катамина АБ позволяет снизить проницаемость коллектора и обеспечивает высокую водоизолирующую способность.
Пример на месторождении
В способе разработки нефтяного месторожденя в обводненный пласт закачивают гелеобразующую композицию состава, мас.%: катамин АБ в качестве регулятора скорости гелеобразования 0,08, цеолитный компонент для производства синтетических моющих средств 9,00, соляная кислот 11,00, вода 79,92, осуществляют выдержку указанной композиции в пласте на период гелеобразования в течение 1,5 суток, затем осуществляют закачку в пласт воды через нагнетательную скважину.
Технология водоизоляции требует точной закачки гелеобразующей композиции непосредственно в обводнившуюся часть пласта. Закачку необходимо проводить с применением пакера или использовать специальную блокирующую пасту, предотвращающую попадание гелеобразующей композиции в газонасыщенную часть продуктивного пласта.
Способ осуществляется следующим образом.
1. Определяют объемы гелеобразующей композиции:
d - диаметр зоны распространения гелеобразующей композиции;
hв - толщина обводненной зоны пласта;
m - эффективная пористость.
При подтягивании конуса обводнения глубина закачки водоизолирующего материала принимается равной толщине пласта.
Если приемистость обводненного пласта >200 м3/сут, расчет объема гелеобразующей композиции по (1), если <200 м3/сут, объем композиции принять 6-8 м3 на 1 м обводненной зоны пласта.
2. Выбирают концентрацию компонентов гелеобразующей композиции и время выдержки в пласте.
3. Подготавливают скважину к проведению обработки:
- проверяют исправность работы устьевого оборудования;
- определяют приемистость обводненного пласта при давлении, не превышающем допустимое для данного объекта.
4. Используемое оборудование и реагенты:
- цементировочный агрегат ЦА-320 М;
- кислотовоз типа Азинмаш 30 А;
- емкость кислотостойкая 20-50 м3, позволяющая при необходимости подогревать гелеобразующую композицию при помощи ППУ.
Данная технология отличается простотой и легко реализуема в промысловых условиях с использованием существующей техники.
Claims (1)
- Способ разработки нефтяных и газоконденсатных месторождений, включающий закачку в обводненный пласт гелеобразующей композиции, содержащей соляную кислоту и воду, выдержку ее в пласте на период гелеобразования, последующую закачку в пласт воды через нагнетательную скважину, отличающийся тем, что гелеобразующая композиция дополнительно содержит цеолитный компонент для производства синтетических моющих средств и катамин АБ в качестве регулятора скорости гелеобразования при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Катамин АБ 0,05-0,1 Указанный цеолитный компонент 7,00-10,00 Соляная кислота 7,00-12,00 Вода Остальное указанную выдержку осуществляют в течение 0,5-3 суток.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2005102975/03A RU2285792C1 (ru) | 2005-02-07 | 2005-02-07 | Способ разработки нефтяных и газоконденсатных месторождений |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2005102975/03A RU2285792C1 (ru) | 2005-02-07 | 2005-02-07 | Способ разработки нефтяных и газоконденсатных месторождений |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2005102975A RU2005102975A (ru) | 2006-07-20 |
RU2285792C1 true RU2285792C1 (ru) | 2006-10-20 |
Family
ID=37028234
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2005102975/03A RU2285792C1 (ru) | 2005-02-07 | 2005-02-07 | Способ разработки нефтяных и газоконденсатных месторождений |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2285792C1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2592932C1 (ru) * | 2015-03-27 | 2016-07-27 | Общество с ограниченной ответственностью Многопрофильная Компания "ХимСервисИнжиниринг" ООО МПК "ХимСервисИнжиниринг" | Состав для повышения нефтедобычи |
-
2005
- 2005-02-07 RU RU2005102975/03A patent/RU2285792C1/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2592932C1 (ru) * | 2015-03-27 | 2016-07-27 | Общество с ограниченной ответственностью Многопрофильная Компания "ХимСервисИнжиниринг" ООО МПК "ХимСервисИнжиниринг" | Состав для повышения нефтедобычи |
WO2016159826A1 (ru) * | 2015-03-27 | 2016-10-06 | Общество С Ограниченной Ответственностью Многопрофильная Компания "Химсервисинжиниринг" | Состав для повышения нефтедобычи |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2005102975A (ru) | 2006-07-20 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
BR112018007637B1 (pt) | Método para tratar formações subterrâneas com fluidos de tratamento compreendendo surfactantes | |
US8235113B2 (en) | Method of improving recovery from hydrocarbon reservoirs | |
Rogov | Study of the well near-bottomhole zone permeability during treatment by process fluids | |
RU2279540C1 (ru) | Способ регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта | |
RU2285792C1 (ru) | Способ разработки нефтяных и газоконденсатных месторождений | |
RU2529080C1 (ru) | Селективный состав для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах | |
RU2487235C1 (ru) | Способ разработки обводненного карбонатного пласта | |
RU2467165C2 (ru) | Способ регулирования разработки нефтяного месторождения | |
RU2410406C1 (ru) | Состав для повышения нефтеотдачи пластов и способ его приготовления | |
RU2711202C2 (ru) | Способ ограничения водопритоков в газовых скважинах с аномально низким пластовым давлением | |
RU2480503C1 (ru) | Состав для водоизоляционных работ в газовых скважинах | |
RU2390626C1 (ru) | Способ разработки нефтегазовой залежи | |
RU2383576C1 (ru) | Состав для водоизоляции в газовом пласте | |
RU2342419C1 (ru) | Состав для обработки призабойной зоны низкопроницаемых коллекторов | |
RU2439301C1 (ru) | Способ разработки залежи нефти | |
RU2191894C1 (ru) | Способ регулирования разработки нефтяного пласта | |
RU2526943C1 (ru) | Состав для регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта | |
RU2769942C1 (ru) | Способ крепления призабойной зоны продуктивности пласта газовых скважин | |
RU2769942C9 (ru) | Способ крепления призабойной зоны продуктивного пласта газовых скважин | |
RU2136869C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
RU2581854C1 (ru) | Заводнение пласта поверхностно-активным веществом сверхнизкой концентрации | |
RU2788935C1 (ru) | Способ временного блокирования продуктивного пласта в условиях аномально низких пластовых давлений | |
RU2811129C1 (ru) | Состав для вытеснения нефти из пластов и селективного ограничения водопритоков | |
RU2747726C1 (ru) | Состав для потоковыравнивающих работ в нагнетательных скважинах | |
RU2168617C2 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20070208 |