RU2610961C1 - Способ выравнивания профиля приёмистости в нагнетательной скважине - Google Patents
Способ выравнивания профиля приёмистости в нагнетательной скважине Download PDFInfo
- Publication number
- RU2610961C1 RU2610961C1 RU2015152616A RU2015152616A RU2610961C1 RU 2610961 C1 RU2610961 C1 RU 2610961C1 RU 2015152616 A RU2015152616 A RU 2015152616A RU 2015152616 A RU2015152616 A RU 2015152616A RU 2610961 C1 RU2610961 C1 RU 2610961C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- paa
- well
- pac
- cellulose
- Prior art date
Links
- 238000002347 injection Methods 0.000 title claims abstract description 29
- 239000007924 injection Substances 0.000 title claims abstract description 29
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 23
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 41
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 28
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 26
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 17
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 16
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 claims abstract description 14
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 claims abstract description 13
- 229910021536 Zeolite Inorganic materials 0.000 claims abstract description 9
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- 239000000945 filler Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 claims abstract description 9
- 229920003086 cellulose ether Polymers 0.000 claims abstract description 8
- 239000011859 microparticle Substances 0.000 claims abstract description 8
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims abstract description 8
- WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K chromium(3+);triacetate Chemical compound [Cr+3].CC([O-])=O.CC([O-])=O.CC([O-])=O WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims abstract description 7
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims abstract description 7
- 239000002023 wood Substances 0.000 claims abstract description 7
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 claims abstract description 5
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 claims abstract description 5
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 claims abstract description 4
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 claims abstract description 4
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims description 17
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 9
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 8
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 claims description 6
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 claims description 5
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 claims description 5
- -1 ethoxylated alkyl phenol Chemical compound 0.000 claims description 5
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims description 4
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 5
- 230000006698 induction Effects 0.000 abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 abstract 4
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 abstract 3
- 239000000843 powder Substances 0.000 abstract 2
- IEORSVTYLWZQJQ-UHFFFAOYSA-N 2-(2-nonylphenoxy)ethanol Chemical compound CCCCCCCCCC1=CC=CC=C1OCCO IEORSVTYLWZQJQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 1
- 150000001447 alkali salts Chemical class 0.000 abstract 1
- 229920000847 nonoxynol Polymers 0.000 abstract 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 abstract 1
- 230000001629 suppression Effects 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 14
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 6
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 4
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 3
- 244000309464 bull Species 0.000 description 3
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 3
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 3
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 3
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 3
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 2
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 2
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 description 1
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 description 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DPXJVFZANSGRMM-UHFFFAOYSA-N acetic acid;2,3,4,5,6-pentahydroxyhexanal;sodium Chemical compound [Na].CC(O)=O.OCC(O)C(O)C(O)C(O)C=O DPXJVFZANSGRMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007900 aqueous suspension Substances 0.000 description 1
- 239000006229 carbon black Substances 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 1
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 description 1
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 235000019812 sodium carboxymethyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 239000001488 sodium phosphate Substances 0.000 description 1
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 1
- RYFMWSXOAZQYPI-UHFFFAOYSA-K trisodium phosphate Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].[O-]P([O-])([O-])=O RYFMWSXOAZQYPI-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 229910000406 trisodium phosphate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019801 trisodium phosphate Nutrition 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/5045—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/512—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Silicates, Zeolites, And Molecular Sieves (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов и снижения обводненности добывающих скважин на поздней стадии разработки нефтяной залежи. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности способа за счет снижения индукционного периода гелеобразования, улучшения прочностных свойств получаемых составов, приводящее к увеличению нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов, а также расширению технологических возможностей способа. Способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательной скважине включает закачку в пласт состава, содержащего водную дисперсию полиакриламида - ПАА, эфира целлюлозы, ацетата хрома и наполнителя. В качестве эфира целлюлозы используют полианионную целлюлозу - ПАЦ или карбоксиметилцеллюлозу - КМЦ, массовое соотношение ПАА и ПАЦ или КМЦ составляет (1-4):1, в качестве наполнителя используют твердые микрочастицы доломитовой или древесной муки или цеолитсодержащей породы с концентрацией 0,001-0,45 мас. %, после закачки в пласт состава дополнительно закачивают оторочку смеси водного раствора поверхностно-активного вещества - ПАВ и щелочного реагента при следующем соотношении компонентов, мас. %: ПАВ - 0,01-0,2, щелочной реагент - 0,1-2,5, вода - остальное, в качестве ПАВ используют оксиэтилированный алкилфенол или комплексный ПАВ, в качестве щелочного реагента - гидроксид натрия или соль щелочного металла, при этом указанные состав и оторочку закачивают в объемном соотношении (2-5):1, продавливают в пласт закачиваемой водой в объеме 10-20 м и оставляют скважину на технологическую выдержку до 4 сут. 3 табл.
Description
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов и снижения обводненности добывающих скважин на поздней стадии разработки нефтяной залежи.
Известен способ заводнения нефтяного пласта (пат. RU №2175383, МПК Е21В 43/22, опубл. 27.10.2001, бюл. 30), включающий закачку в пласт через нагнетательную скважину водной суспензии сшитого полиакриламида и карбоксиметилцеллюлозы в соотношении компонентов от 1:1 до 2:98.
Недостатком данного способа является низкая эффективность вследствие низких прочностных свойств состава и чувствительности к минерализации пластовой воды.
Известен способ разработки неоднородного пласта (пат. RU №2256785, МПК Е21В 43/22, опубл. 20.07.2005, бюл. 20), включающий закачку в пласт композиции, содержащей водорастворимый полимер, сшивающий агент и наполнитель, где в качестве наполнителя используют белую сажу марки БС-120 или Росил-175 при концентрациях 0,1-1,0%.
Недостатком способа является низкая эффективность при его использовании в резко неоднородных пластах, имеющих пропластки высокой проницаемости и техногенную трещиноватость, а также из-за чувствительности водорастворимых полимеров к минерализации пластовых вод и невысокой прочности образующегося геля.
Наиболее близким по технической сущности и решаемой задаче является способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах и ограничения водо-притоков (пат. RU №2169258, МПК Е21В 43/22, опубл. 20.06.2001, бюл. 17), включающий закачку в пласт изолирующего состава на основе полимеров, сшивателя и воды. При высоких приемистостях скважины изолирующий состав дополнительно содержит наполнитель. В качестве наполнителя используют глину, древесную муку или мел. В качестве полимера используют полиакриламид и эфир целлюлозы. В качестве эфира целлюлозы используют карбоксиметилцеллюлозу.
Достоинством способа является улучшение реологических свойств состава за счет использования смеси природных и синтетических водорастворимых полимеров, что позволяет увеличить фильтрационное сопротивление высокопроницаемых пластов.
Недостатками способа являются продолжительный индукционный период гелеобразования - 10 суток, и низкая прочность полученных составов, что ведет к простою скважины, снижению технологической эффективности и экономической рентабельности способа в целом.
Технической задачей предложения является повышение эффективности способа за счет снижения индукционного периода гелеобразования, улучшения прочностных свойств получаемых составов, что в конечном итоге приводит к увеличению нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов, а также расширению технологических возможностей способа.
Техническая задача решается способом выравнивания профиля приемистости в нагнетательной скважине, включающим закачку в пласт состава, содержащего водную дисперсию полиакриламида - ПАА, эфира целлюлозы, ацетата хрома и наполнителя.
Новым является то, что в качестве эфира целлюлозы используют полианионную целлюлозу - ПАЦ или карбоксиметилцеллюлозу - КМЦ, массовое соотношение ПАА и ПАЦ или КМЦ составляет (1-4):1, в качестве наполнителя используют твердые микрочастицы доломитовой или древесной муки или цеолитсодержащей породы с концентрацией 0,001-0,45 мас. %, после закачки в пласт состава дополнительно закачивают оторочку смеси водного раствора поверхностно-активного вещества - ПАВ и щелочного реагента при следующем соотношении компонентов, мас. %: ПАВ - 0,01-0,2, щелочной реагент - 0,1-2,5, вода - остальное, в качестве ПАВ используют оксиэтилированный алкилфенол или комплексный ПАВ, в качестве щелочного реагента - гидроксид натрия или соль щелочного металла, при этом указанные состав и оторочку закачивают в объемном соотношении (2-5):1, продавливают в пласт закачиваемой водой в объеме 10-20 м3 и оставляют скважину на технологическую выдержку до 4 сут.
Для приготовления состава используют следующие реагенты:
- ПАА представляет собой полимер акрилового ряда с молекулярной массой - не менее 5⋅106 D и степенью гидролиза в пределах от 5 до 20%, образующий однородную консистенцию при растворении в воде любой минерализации;
- ПАЦ представляет собой натриевую соль полианионной целлюлозы со степенью замещения 90-95, массовая доля основного вещества в абсолютно сухом продукте - не менее 90%, растворимость в пресной воде - не менее 99,0% и в минерализованной воде плотностью 1,12 г/см3 - не менее 60%;
- КМЦ представляет собой натриевую соль карбоксиметилцеллюлозы со степенью замещения 70-90, массовая доля основного вещества в абсолютно сухом продукте - не менее 55%, растворимость в пресной воде - не менее 99,0%, и в минерализованной воде плотностью 1,12 г/см3 - не менее 30%;
- ацетат хрома представляет собой водный раствор с содержанием основного вещества не менее 45%;
- наполнитель представляет собой твердые микрочастицы: доломитовой (ГОСТ 14050-93) или древесной муки (ГОСТ 16361-87) или цеолитсодержащей породы с содержанием цеолита более 20% и опал-кристобалит-тридимита более 30%;
- оксиэтилированный алкилфенол (ОЭАФ) представляет собой водорастворимый неионогенный ПАВ с массовой долей присоединенной окиси этилена 70%, с температурой застывания 13-17°C;
- комплексный ПАВ представляет собой водно-спиртовый раствор неионогенных (моноалкилфениловый эфир полиэтиленгликоля) поверхностно-активных веществ с температурой застывания минус 40°C;
- щелочной реагент отечественного производства: гидроксид натрия (натр едкий технический (NaOH), выпускаемый по ГОСТ Р 55064) или соль щелочного металла (тринатрийфосфат (ТНФ), выпускаемый по ГОСТ 201-76);
- техническая пресная или минерализованная вода плотностью от 1,00 до 1,20 г/см3 с минерализацией от 0,15 до 300 г/л.
Способ осуществляют в следующей последовательности.
Предварительно проводят подготовительные работы. Выбирают участок нагнетательной скважины. Определяют текущее состояние скважины, профиль приемистости скважины, степень выработанности пластов. В зависимости от геологических условий определяют количество сырьевых реагентов и объем закачиваемого состава. Дозирование, приготовление и закачку состава производят с помощью автоматизированной установки типа КУДР.
Технологический процесс закачки осуществляют оторочками. В качестве первой оторочки используют состав, содержащий водную дисперсию ПАА, ПАЦ или КМЦ (массовое соотношение ПАА и ПАЦ или КМЦ составляет (1-4):1), ацетата хрома и твердых микрочастиц доломитовой или древесной муки или цеолитсодержащей породы с концентрацией 0,001-0,45 мас. %. В качестве второй оторочки используют смесь водного раствора ПАВ - 0,01-0,2 мас. % и щелочного реагента - 0,1-2,5 мас. %.
В результате проведенных лабораторных исследований выявлено, что составы (примеры 2-30, табл. 1), содержащие водную дисперсию ПАА, ПАЦ или КМЦ, ацетата хрома и твердых микрочастиц доломитовой или древесной муки или цеолитсодержащей породы, обладают высокими прочностными свойствами. Сдвиговая прочность составов с применением твердых микрочастиц (пример 2, табл. 1) увеличилась в 1,58 раза по сравнению с составом без твердых микрочастиц (пример 1, табл. 1).
Закачка в пласт состава способствует формированию межмолекулярных и межцепных сшивок, позволяющих управлять сдвиговой прочностью и упругостью системы (примеры 2-30, табл. 1). При закачке состава в продуктивный пласт происходит его фильтрация по наиболее проницаемой части пласта и наиболее крупным порам, в результате чего повышается остаточный фактор сопротивления, и в конечном счете за счет вовлечения в разработку ранее неохваченных пропластков повышается коэффициент нефтеотдачи.
При использовании ПАА с концентрацией менее 0,2 мас. % сдвиговая прочность незначительно отличается от прототипа (примеры 31-33, табл. 1), а повышение концентрации ПАА более 1,0% нецелесообразно с экономической и технологической точек зрения, так как увеличивается стоимость реагентов и состава (пример 30, табл. 1).
Дополнительная закачка в пласт оторочки из смеси водного раствора ПАВ и щелочного реагента обеспечивает нефтеотмывающий эффект и повышает смачиваемость поверхности породы водой за счет снижения межфазного натяжения на границе «вода-нефть» (табл. 2).
Как видно из табл. 2, закачка оторочки, содержащей смесь водного раствора ПАВ и щелочного реагента, приводит к снижению межфазного натяжения на границе «вода-нефть» в 1,3-3,6 раза (примеры 6-14, табл. 2) по сравнению с раздельной закачкой ПАВ (примеры 1, 2, табл. 2) и в 2,9-6,4 раза по сравнению с раздельной закачкой щелочного реагента (примеры 3, 4, табл. 2).
Пример конкретного выполнения.
В качестве объекта опытно-промышленных работ был выбран участок с одной нагнетательной и шестью добывающими скважинами. Пласты представлены терригенными коллекторами проницаемостью 0,59 мкм2, нефтенасыщенностью 78,5%, пористостью 12,5-17,0%, нефтенасыщенная толщина пласта - 9,8 м (двумя пропластками). Среднесуточный дебит нефти на одну добывающую скважину составляет 6,5 т (1,4-13,2 т), средняя обводненность добываемой жидкости - 94% (от 90 до 97%), плотность минерализованной воды - 1,09 г/см3.
Приемистость нагнетательной скважины составляет 192 м3/сут при давлении 8,1 МПа, максимальное допустимое давление на эксплуатационную колонну - 10,0 МПа. Для нагнетательной скважины согласно анализу разработки участка рекомендовано приготовить состав в объеме 200 м3 (218 т), состоящий из ПАА с концентрацией 0,6 мас. % (1,308 т), ПАЦ с концентрацией 0,15 мас. % (0,327 т), ацетата хрома с концентрацией 0,075 мас. % (0,163 т), цеолитсодержащей породы с концентрацией 0,001 мас. % (0,0022 т) и минерализованной воды плотностью 1,09 г/см3 - 99,174 мас. % (216,199 т). Массовое соотношение ПАА к ПАЦ составляет 4:1.
Затем дополнительно закачивают в пласт через нагнетательную скважину вторую оторочку в объеме 100 м3 (109 т) - смесь водного раствора комплексного ПАВ с концентрацией 0,1 мас. % (0,109 т) и щелочного реагента - ТНФ с концентрацией 0,1 мас. % (0,109 т) и минерализованной воды плотностью 1,09 г/см3 - 99,8 мас. % (108,782 т). Объемное соотношение состава к оторочке смеси водного раствора комплексного ПАВ и щелочного реагента составляет 2:1 (пример 28, табл. 3).
Состав готовят непосредственно на устье скважины перед закачкой в пласт через нагнетательную скважину. В промежуточную емкость установки КУДР подают закачиваемую минерализованную воду с плотностью 1,09 г/см3 с водовода (198,37 м3) с одновременной дозировкой шнековым дозатором ПАА (1,308 т), ПАЦ (0,327 т), цеолитсодержащей породы (0,0022 т) и последующим введением в промежуточную емкость ацетата хрома (0,142 т) через дозировочный насос. Приготовленный состав насосным агрегатом закачивают в скважину.
Вторую оторочку смеси водного раствора ПАВ и щелочного реагента готовят в промежуточной емкости путем подачи закачиваемой минерализованной воды с плотностью 1,09 г/см3 (99,6 м3) с водовода на вход струйного насоса с одновременной закачкой комплексного ПАВ (0,109 т) дозировочным насосом и ТНФ (0,327 т) шнековым дозатором и закачивают в пласт.
После окончания закачки запланированных объемов состава и оторочки, содержащей смесь водного раствора комплексного ПАВ и ТНФ, продавливают в пласт закачиваемой минерализованной водой плотностью 1,09 г/см3 в объеме 10 м3. Скважину оставляют на технологическую паузу до 4 сут. Производят заключительные работы на скважине и возобновляют заводнение.
В результате закачки состава и оторочки происходит увеличение среднесуточного прироста дебита нефти на 4,9 т/сут и снижение обводненности добываемой продукции на 3,9% (пример 28, табл. 3).
Остальные примеры осуществления способа выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах выполняют аналогично, результаты исследований приведены в табл. 3.
Дополнительная добыча нефти составила более 1200 т на одну скважину обработку, обводненность добываемой продукции снизилась в среднем на 3,2%.
Таким образом, предлагаемый способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательной скважине позволяет увеличить нефтеотдачу за счет улучшения прочностных свойств состава, снижения индукционного периода гелеобразования до 4 сут, а также расширить технологические возможности способа.
Claims (1)
- Способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательной скважине, включающий закачку в пласт состава, содержащего водную дисперсию полиакриламида - ПАА, эфира целлюлозы, ацетата хрома и наполнителя, отличающийся тем, что в качестве эфира целлюлозы используют полианионную целлюлозу - ПАЦ или карбоксиметилцеллюлозу - КМЦ, массовое соотношение ПАА и ПАЦ или КМЦ составляет (1-4):1, в качестве наполнителя используют твердые микрочастицы доломитовой или древесной муки или цеолитсодержащей породы с концентрацией 0,001-0,45 мас. %, после закачки в пласт состава дополнительно закачивают оторочку смеси водного раствора поверхностно-активного вещества - ПАВ и щелочного реагента при следующем соотношении компонентов, мас. %: ПАВ - 0,01-0,2, щелочной реагент - 0,1-2,5, вода - остальное, в качестве ПАВ используют оксиэтилированный алкилфенол или комплексный ПАВ, в качестве щелочного реагента - гидроксид натрия или соль щелочного металла, при этом указанные состав и оторочку закачивают в объемном соотношении (2-5):1, продавливают в пласт закачиваемой водой в объеме 10-20 м3 и оставляют скважину на технологическую выдержку до 4 сут.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015152616A RU2610961C1 (ru) | 2015-12-08 | 2015-12-08 | Способ выравнивания профиля приёмистости в нагнетательной скважине |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015152616A RU2610961C1 (ru) | 2015-12-08 | 2015-12-08 | Способ выравнивания профиля приёмистости в нагнетательной скважине |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2610961C1 true RU2610961C1 (ru) | 2017-02-17 |
Family
ID=58458804
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015152616A RU2610961C1 (ru) | 2015-12-08 | 2015-12-08 | Способ выравнивания профиля приёмистости в нагнетательной скважине |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2610961C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2652410C1 (ru) * | 2017-08-01 | 2018-04-26 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта (варианты) |
| RU2681134C1 (ru) * | 2018-02-13 | 2019-03-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ извлечения нефти из неоднородных по проницаемости нефтяных пластов (варианты) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2103490C1 (ru) * | 1996-06-25 | 1998-01-27 | Акционерное общество открытого типа Нефтяная компания "Приобье" | Способ разработки нефтяной залежи |
| US6105674A (en) * | 1998-02-05 | 2000-08-22 | Dresser Industries, Inc. | Composition and method for recovering lost circulation and sealing earth boreholes and cavities |
| RU2169258C1 (ru) * | 2000-11-15 | 2001-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "ТАТРОЙЛ" | Способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных и ограничения водопритоков в добывающих скважинах |
| RU2307240C1 (ru) * | 2006-01-31 | 2007-09-27 | Открытое Акционерное Общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО АНК "Башнефть") | Способ разработки нефтяного месторождения |
| RU2339803C2 (ru) * | 2006-12-08 | 2008-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах и ограничения водопритока в добывающих скважинах |
-
2015
- 2015-12-08 RU RU2015152616A patent/RU2610961C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2103490C1 (ru) * | 1996-06-25 | 1998-01-27 | Акционерное общество открытого типа Нефтяная компания "Приобье" | Способ разработки нефтяной залежи |
| US6105674A (en) * | 1998-02-05 | 2000-08-22 | Dresser Industries, Inc. | Composition and method for recovering lost circulation and sealing earth boreholes and cavities |
| RU2169258C1 (ru) * | 2000-11-15 | 2001-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "ТАТРОЙЛ" | Способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных и ограничения водопритоков в добывающих скважинах |
| RU2307240C1 (ru) * | 2006-01-31 | 2007-09-27 | Открытое Акционерное Общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО АНК "Башнефть") | Способ разработки нефтяного месторождения |
| RU2339803C2 (ru) * | 2006-12-08 | 2008-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах и ограничения водопритока в добывающих скважинах |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2652410C1 (ru) * | 2017-08-01 | 2018-04-26 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта (варианты) |
| RU2681134C1 (ru) * | 2018-02-13 | 2019-03-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ извлечения нефти из неоднородных по проницаемости нефтяных пластов (варианты) |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2382185C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной и ограничения водопритока в добывающей скважинах (варианты) | |
| CN102816558A (zh) | 一种深部调剖堵水用堵剂及其制备方法 | |
| RU2610961C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приёмистости в нагнетательной скважине | |
| RU2627785C1 (ru) | Способ регулирования профиля приёмистости нагнетательной скважины (варианты) | |
| RU2485301C1 (ru) | Способ добычи нефти | |
| RU2424426C1 (ru) | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта | |
| RU2483092C1 (ru) | Состав полисахаридного геля для глушения высокотемпературных скважин | |
| RU2610958C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2704166C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта | |
| RU2483202C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта | |
| RU2547025C1 (ru) | Способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов (варианты) | |
| RU2494246C1 (ru) | Способ обработки околоскважинной зоны | |
| RU2661973C2 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины | |
| RU2487235C1 (ru) | Способ разработки обводненного карбонатного пласта | |
| RU2618547C1 (ru) | Способ разработки карбонатного нефтяного пласта (варианты) | |
| RU2487234C1 (ru) | Способ разработки неоднородных по проницаемости обводненных нефтяных пластов | |
| RU2608137C1 (ru) | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта | |
| RU2644365C1 (ru) | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта | |
| RU2536529C1 (ru) | Способ селективной изоляции обводненных интервалов нефтяного пласта | |
| RU2518615C1 (ru) | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта (варианты) | |
| RU2431741C1 (ru) | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта | |
| RU2536070C1 (ru) | Способ разработки и повышения нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов | |
| RU2307240C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| RU2652238C1 (ru) | Способ термохимической обработки нефтяного пласта (варианты) | |
| RU2648135C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20180627 Effective date: 20180627 |
|
| QZ41 | Official registration of changes to a registered agreement (patent) |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20180627 Effective date: 20181217 |