RU2338768C1 - Реагент для изоляции притока пластовых вод - Google Patents
Реагент для изоляции притока пластовых вод Download PDFInfo
- Publication number
- RU2338768C1 RU2338768C1 RU2007109478/03A RU2007109478A RU2338768C1 RU 2338768 C1 RU2338768 C1 RU 2338768C1 RU 2007109478/03 A RU2007109478/03 A RU 2007109478/03A RU 2007109478 A RU2007109478 A RU 2007109478A RU 2338768 C1 RU2338768 C1 RU 2338768C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- sodium
- chloride
- salts
- water
- solutions
- Prior art date
Links
Landscapes
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
- Separation Of Suspended Particles By Flocculating Agents (AREA)
Abstract
Изобретение относится к реагентам для изоляции притока пластовых вод. Реагент для изоляции притока пластовых вод, полученный путем смешивания в пласте двух водных растворов, одного, содержащего натриевые соли многоосновной кислоты, и другого - смесь солей хлоридов. Один раствор в качестве указанных натриевых солей содержит, мас.% на сухое вещество: фосфат натрия 10-20, карбонат натрия 40-50, оксалат натрия и дополнительно полимерную добавку 10-20, - смесь в соотношении 1:1 карбоксиметилцеллюлозы и ксантановой камеди, продуцируемой путем ферментации штаммов бактерий Xanthomo и Campestrim в углеводной среде, а другой раствор в качестве солей хлоридов содержит, мас.% на сухое вещество: хлорид кальция 40-50, хлорид меди 15-25 и хлорид алюминия 30-40. Причем указанные растворы используют в соотношении 1:1 с концентрацией 1-5 мас.%. Технический результат - снижение проницаемости водопромытых интервалов пласта с целью перераспределения фильтрационных потоков и повышение эффективности изоляции притока пластовых вод с помощью осадкообразующих реагентов. 2 табл.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для изоляции притока пластовых вод с целью увеличения охвата пласта при заводнении и для повышения нефтеотдачи пластов при разработке месторождений.
Известны способы повышения охвата неоднородных пластов при заводнении путем обработки скважины различными закупоривающими материалами, такими как цементы, опилки, резиновая крошка и т.п.Такие обработки улучшают распределение воды в окрестностях ствола скважины, однако они не обеспечивают необходимого охвата пласта, если высокопроницаемые пласты не разделены малопроницаемыми пропластками. Поэтому более эффективным методом является глубокая обработка пластов с помощью различных реагентов.
Известен способ изоляции высокопроницаемых интервалов пласта путем закачки высокоизолирующих составов, в которых базовым компонентом является полиакриламид (ПАА) с высокой молекулярной массой, сшитый по специальной технологии (Пат. РФ №2159325). Однако наличие сшитых структур в закачиваемом реагенте может приводить к кольматации поверхности пласта и в результате этого снижать глубину обработки.
Известны способы изоляции притока пластовых вод путем циклической закачки водных растворов хлорида кальция и кальцинированной соды в соотношении 1:1 (А.с. СССР №1747680), а также водного раствора хлорида кальция и 6-10% раствора сульфата натрия в соотношении 1:1 (А.с. СССР №1700199). Недостатком указанных реагентов является низкая эффективность при обработке высокопроницаемых коллекторов, что обусловлено выделением осадка в прискважинной зоне и неоптимальным подбором компонентов.
Наиболее близким техническим решением, взятым за прототип, является состав, используемый при реализации способа изоляции притока пластовых вод в нагнетательных и добывающих скважинах, включающий последовательную закачку в пласт водного раствора натриевой соли многоосновной кислоты - первый раствор и водного раствора соли щелочноземельного металла - второй раствор. При этом первый раствор включает, преимущественно, карбонат натрия, сульфат натрия, силикат натрия, натрийалюминийгексафторид, фосфат натрия или гексафторсиликат натрия. Второй раствор включает хлорид кальция, магния или алюминия (Пат. РФ №2111351).
Основным недостатком указанного состава является низкая эффективность из-за неоптимального выбора осадкообразующих компонентов, в результате чего не удается максимально высадить ионы элементов, ответственных за образование осадков. В результате этого увеличение коэффициента нефтевытеснения наблюдается только при высоких концентрациях осадкообразующих компонентов.
Кроме того, общим недостатком всех указанных выше технических решений, использующих неорганические осадки, является слабая адгезия осадков к породе, поэтому осадки слабо удерживаются в пласте и быстро вымываются, снижая фактор остаточного сопротивления, особенно для добывающих скважин.
Задачей предлагаемого изобретения является снижение проницаемости водопромытых интервалов пласта с целью перераспределения фильтрационных потоков и повышение эффективности изоляции притока пластовых вод с помощью осадкообразующих реагентов.
Поставленная задача решается тем, что в реагенте для изоляции притока пластовых вод, полученном путем смешивания в пласте двух водных растворов, одного содержащего натриевые соли многоосновной кислоты и другого - смесь солей хлоридов, согласно изобретению один раствор в качестве указанных натриевых солей содержит фосфат натрия, карбонат натрия, оксалат натрия и дополнительно полимерную добавку - смесь в соотношении 1:1 карбоксиметилцеллюлозы и ксантановой камеди, продуцируемой путем ферментации штаммом бактерий Xanthomo и Campestrim в углеводной среде, а другой раствор в качестве солей хлоридов содержит хлорид кальция, хлорид меди и хлорид алюминия, при следующем соотношении компонентов, мас.% на сухое вещество:
для одного раствора:
Фосфат натрия | 10-20 |
Оксалат натрия | 10-20 |
Карбонат натрия | 40-50 |
Полимерная добавка | 10-20 |
Для другого раствора:
хлорид кальция | 40-50 |
хлорид меди | 15-25 |
хлорид алюминия | 30-40 |
причем указанные растворы используют в соотношении 1:1 с концентрацией 1-5 мас.%.
При смешении этих растворов в пласте образуется осадок, блокирующий водопритоки. Чтобы не происходило преждевременного смешения растворов, в качестве разделительного буферного слоя после одного раствора закачивается вода.
Существенным отличительным признаком является то, что наряду с осадкообразующими неорганическими веществами в составы вводится полимерная добавка, влияющая на скорость течения реагента и на адгезионные свойства осадка.
Преимущество предлагаемого способа состоит в возможности проникновения растворенного реагента в низкопористые слои вглубь пласта и там прочно удерживаться.
Один состав содержит натриевые или калиевые соли - карбонаты, оксалаты и фосфаты. Кроме того, для повышения адгезии, вязкости и стабильности реагента в раствор дополнительно вводится полимерная добавка, состоящая из смеси в соотношении 1:1 карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ) и ксантановой камеди, продуцируемой путем ферментации штаммом бактерий Xanthomo и Campestrim в углеводной среде (производство Китая).
Повышение адгезии необходимо для предотвращения вымывания образовавшегося осадка из пласта и увеличения длительности тампонажного эффекта. Достигается это путем использования КМЦ, которая сшивается солями меди, находящимися во втором составе, и как бы "запечатывает" образовавшиеся осадки в пласте. Осадки образуются из неорганических солей, входящих в состав одного и другого растворов.
Ксантановая камедь является хорошим загустителем, стабильным в минерализованной среде, она увеличивает вязкость одного раствора, замедляет его движение и обеспечивает его смешение с другим раствором.
В отличие от ранее известных технических решений в один состав введены ионы оксалата (оксалат натрия), а в другой состав - ионы двухвалентной меди. Это позволило расширить область эффективного осадкообразования при смешении растворов. Действительно, как следует из табл.1, оксалат кальция, гидроксид и карбонат меди имеют низкие значения произведения растворимости и практически нерастворимы в воде.
Оба состава первоначально раздельно готовят путем смешения компонентов в сухом состоянии, что является удобным для транспортировки, хранения и дальнейшего использования.
В сухом состоянии составы включают следующие ингредиенты (мас.%).
один состав:
Фосфат натрия, двухзамещенный | 10-20 |
Оксалат натрия | 10-20 |
Карбонат натрия | 40-50 |
Полимерная добавка | 10-20 |
другой состав:
Хлорид кальция | 30-40 |
Хлорид меди (двухвалентной) | 15-20 |
Хлорид алюминия | 10-20 |
Оба состава представляют собой однородные порошки, которые в сухом состоянии могут храниться длительное время.
Перед использованием составы раздельно растворяют в пресной воде при концентрации 1-5 мас.%. Последовательная закачка одного и другого растворов производится в соотношении 1:1.
Образующиеся осадки нерастворимы в воде, что подтверждается низкими значениями произведений растворимости (табл.1) (Краткая химическая энциклопедия. 1965, т.4, с.343).
Таблица 1 | |
Произведения растворимости (Пр) осадков | |
Осадок | Пр (г-ион/л)2 |
Са(ОН)2 | 3·10-5 |
СаСО3 | 4,8·10-9 |
СаС2О4 | 1·10-9 |
AlPO4 | 1·10-18 |
Al(OH)3 | 2·10-33 |
Cu(ОН)2 | 5·10-20 |
CuCO3 | 1,4·10-10 |
Изолирующие свойства реагента исследовали на фильтрационной установке. Опыты проводили на насыпной модели элемента пласта, состоящей из стальной трубки с площадью поперечного сечения 1,54 см2, длиной 15 см. В качестве кернового материала использовали промытый тонкодисперсный кварцевый песок. Модели набивали песком до прекращения усадки породы.
Предварительно перед каждым испытанием определяли исходную проницаемость, для чего проводили фильтрацию воды до выхода на стабильный режим. Затем последовательно закачивали растворы реагента и выдерживали систему в течение 17 часов. Объем закачки составлял 0,2 поровых объема. После этого вновь проводили фильтрацию воды. Опыты осуществляли при постоянном расходе воды до выхода на стабильный перепад давлений. Испытания проводили при 25°С. Для фильтрации использовали пресную воду. Проницаемость до и после закачки реагента и остаточный фактор сопротивления оценивали с использованием формулы Дарси.
Как следует из приведенных в табл.2 результатов, составы, соответствующие прототипу (образец 1), характеризуются низким фактором остаточного сопротивления. Иное наблюдается, если в один раствор дополнительно ввести комплексную полимерную добавку, состоящую из КМЦ и ксантановой камеди (1:1), а в другой раствор - ионы меди (образцы 5 и 6). В этом случае тампонажные свойства реагента возрастают на два порядка. Образец 6 соответствует наиболее оптимальному содержанию компонентов, когда фактор остаточного сопротивления равен 100. Использование только ксантановой камеди или КМЦ приводит к меньшему эффекту (образцы 3 и 4).
Меньше нижнего предела концентрация компонентов в смеси оказывается недостаточной для эффективного осадкообразования; выше верхнего предела - использовать реагенты экономически нецелесообразно, т.к. осадкообразование достигает максимальной величины (табл.2, образцы 7 и 8).
Таблица 2 | |||||||
Изолирующие свойства осадкообразующих композиций | |||||||
№№ Образца | Компоненты раствора №1 | Состав сухой смеси, мас.% | Компоненты раствора №2 | Концентрация, мас.% в растворе | Проницаемость до закачки | Прониц. после закачки | Фактор остат. сопротивл. |
1 | Na2CO3 | 100 | CaCl2 | 100 | 120 | 62 | 2 |
прототип | |||||||
2 | Na2HPO4 | 56 | CaCl2 | 50 | 120 | 40 | 3 |
Na2СО3 | 11 | AlCl3 | 50 | ||||
Na2C2O4 | 33 | ||||||
3 | Na2HPO4 | 33 | CaCl2 | 66,7 | 83 | 14 | 6 |
Na2CO3 | 33 | CuCl2 | 33,3 | ||||
Na2C2O4 | 17 | ||||||
КМЦ | 17 | ||||||
4 | Na2HPO4 | 33 | CaCl2 | 66,7 | ПО | 10 | 11 |
Na2CO3 | 33 | CuCl2 | 33,3 | ||||
Na2C2O4 | 17 | ||||||
Ксант. камедь | 17 | ||||||
5 | Na2HPO4 | 28,6 | CaCl2 | 66,7 | 147 | 3,3 | 44 |
Na2CO3 | 28,6 | CuCl2 | 33,3 | ||||
Na2C2O4 | 14,2 | ||||||
КМЦ:КсК=1:1 | 28,6 | ||||||
6 | Na2HPO4 | 22 | CaCl2 | 66,7 | 160 | 1,6 | 100 |
Na2CO3 | 22 | CuCl2 | 33,3 | ||||
Na2C2O4 | 11 | ||||||
КМЦ:КсК=1:1 | 45 | ||||||
7 | Na2HPO4 | 20 | CaCl2 | 50 | 170 | 4,6 | 37 |
Na2CO3 | 50 | CuCl2 | 20 | ||||
Na2C2O4 | 20 | AlCl3 | 30 | ||||
КМЦ:КсК=1:1 | 10 | ||||||
8 | Na2HPO4 | 20 | CaCl2 | 50 | 150 | 1,5 | 100 |
Na2CO3 | 50 | CuCl2 | 20 | ||||
Na2C2O4 | 20 | AlCl3 | 30 | ||||
КМЦ:КсК=1:1 | 10 |
Claims (1)
- Реагент для изоляции притока пластовых вод, полученный путем смешивания в пласте двух водных растворов, одного, содержащего натриевые соли многоосновной кислоты, и другого - смесь солей хлоридов, отличающийся тем, что один раствор в качестве указанных натриевых солей содержит фосфат натрия, карбонат натрия, оксалат натрия и дополнительно полимерную добавку - смесь в соотношении 1:1 карбоксиметилцеллюлозы и ксантановой камеди, продуцируемой путем ферментации штаммов бактерий Xanthomo и Campestrim в углеводной среде, а другой раствор в качестве солей хлоридов содержит хлорид кальция, хлорид меди и хлорид алюминия при следующем соотношении компонентов, мас.% на сухое вещество:для одного раствора:
Фосфат натрия 10-20 Оксалат натрия 10-20 Карбонат натрия 40-50 Полимерная добавка 10-20 для другого раствора:Хлорид кальция 40-50 Хлорид меди 15-25 Хлорид алюминия 30-40 причем указанные растворы используют в соотношении 1:1 с концентрацией 1-5 мас.%.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2007109478/03A RU2338768C1 (ru) | 2007-03-15 | 2007-03-15 | Реагент для изоляции притока пластовых вод |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2007109478/03A RU2338768C1 (ru) | 2007-03-15 | 2007-03-15 | Реагент для изоляции притока пластовых вод |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2338768C1 true RU2338768C1 (ru) | 2008-11-20 |
Family
ID=40241292
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2007109478/03A RU2338768C1 (ru) | 2007-03-15 | 2007-03-15 | Реагент для изоляции притока пластовых вод |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2338768C1 (ru) |
Cited By (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EP2436748A1 (de) | 2010-10-04 | 2012-04-04 | Wintershall Holding GmbH | Verfahren zur Förderung von Erdöl aus unterirdischen Erdöllagerstätten |
RU2475622C1 (ru) * | 2011-08-12 | 2013-02-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный университет" | Способ крепления призабойной зоны продуктивного пласта газовых скважин |
EP2559844A2 (de) | 2011-08-17 | 2013-02-20 | Wintershall Holding GmbH | Verfahren zur Förderung von viskosem Erdöl aus unterirdischen Lagerstätten |
EP2568029A1 (de) * | 2011-09-08 | 2013-03-13 | Wintershall Holding GmbH | Verfahren zur Förderung von Erdöl aus unterirdischen Erdöllagerstätten |
RU2620674C1 (ru) * | 2016-04-19 | 2017-05-29 | Закрытое акционерное общество "УралНИПИнефть" | Вязкоупругий состав для изоляции межтрубного пространства скважин |
US9702235B2 (en) | 2011-08-17 | 2017-07-11 | Wintershall Holding GmbH | Method of improving mineral oil production by heating the formation and forming gel |
US9945219B2 (en) | 2010-10-04 | 2018-04-17 | Wintershall Holding GmbH | Process for producing mineral oil from underground mineral oil deposits |
RU2798371C1 (ru) * | 2023-01-23 | 2023-06-21 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Гелеобразующий состав для изоляции водопритоков в газовых скважинах |
-
2007
- 2007-03-15 RU RU2007109478/03A patent/RU2338768C1/ru active
Cited By (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EP2436748A1 (de) | 2010-10-04 | 2012-04-04 | Wintershall Holding GmbH | Verfahren zur Förderung von Erdöl aus unterirdischen Erdöllagerstätten |
US9945219B2 (en) | 2010-10-04 | 2018-04-17 | Wintershall Holding GmbH | Process for producing mineral oil from underground mineral oil deposits |
RU2475622C1 (ru) * | 2011-08-12 | 2013-02-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный университет" | Способ крепления призабойной зоны продуктивного пласта газовых скважин |
EP2559844A2 (de) | 2011-08-17 | 2013-02-20 | Wintershall Holding GmbH | Verfahren zur Förderung von viskosem Erdöl aus unterirdischen Lagerstätten |
US9702235B2 (en) | 2011-08-17 | 2017-07-11 | Wintershall Holding GmbH | Method of improving mineral oil production by heating the formation and forming gel |
EP2568029A1 (de) * | 2011-09-08 | 2013-03-13 | Wintershall Holding GmbH | Verfahren zur Förderung von Erdöl aus unterirdischen Erdöllagerstätten |
RU2598672C2 (ru) * | 2011-09-08 | 2016-09-27 | Винтерсхол Холдинг ГмбХ | Способ добычи нефти из подземных нефтяных месторождений |
RU2620674C1 (ru) * | 2016-04-19 | 2017-05-29 | Закрытое акционерное общество "УралНИПИнефть" | Вязкоупругий состав для изоляции межтрубного пространства скважин |
RU2798371C1 (ru) * | 2023-01-23 | 2023-06-21 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Гелеобразующий состав для изоляции водопритоков в газовых скважинах |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2338768C1 (ru) | Реагент для изоляции притока пластовых вод | |
EP2118438B1 (en) | Silicate-based wellbore fluid and methods for stabilizing unconsolidated formations | |
CN1064729A (zh) | 增加液烃回收的方法 | |
WO2013165717A1 (en) | Biodegradable activators to gel silica sol for blocking permeability | |
WO2009034287A1 (en) | Methods of using colloidal silica based gels | |
US11111753B2 (en) | Polymer gel compositions for treating aqueous zones in subterranean formations and methods of treating the aqueous zones | |
CN103396771A (zh) | 一种基于纳米材料的可降解钻井液 | |
RU2266312C1 (ru) | Полимерный буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов | |
CN113755143A (zh) | 一种钾胺基聚磺钻井液处理方法 | |
CN106285524A (zh) | 煤矿下向钻孔高分子泥浆排渣系统、方法及高分子泥浆 | |
RU2487235C1 (ru) | Способ разработки обводненного карбонатного пласта | |
RU2397195C1 (ru) | Гелеобразующие составы для ограничения водопритока в скважину | |
CN106366244A (zh) | 钻井液用抗高温抗盐降滤失剂及其制备方法和用途 | |
CN103450861A (zh) | 一种低压油藏储层保护钻井液 | |
US7316991B1 (en) | Composition and process for oil extraction | |
RU2475622C1 (ru) | Способ крепления призабойной зоны продуктивного пласта газовых скважин | |
RU2536529C1 (ru) | Способ селективной изоляции обводненных интервалов нефтяного пласта | |
CN112442342A (zh) | 一种上部地层防塌型钻井液的使用维护方法 | |
RU2244812C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта | |
RU2307146C2 (ru) | Состав для изоляции обводненных нефтяных коллекторов | |
RU2614997C1 (ru) | Способ ограничения водопритока в трещиноватых карбонатных коллекторах | |
RU2744325C1 (ru) | Способ воздействия на залежь с неоднородными коллекторами | |
RU2059065C1 (ru) | Способ изоляции водоносных пластов | |
RU2083816C1 (ru) | Способ селективной изоляции водопритоков в скважине | |
CN112375550B (zh) | 一种上部地层防塌型钻井液及其制备方法 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PD4A | Correction of name of patent owner | ||
PC43 | Official registration of the transfer of the exclusive right without contract for inventions |
Effective date: 20200914 |