RU2754171C1 - Способ ограничения водопритока в добывающей скважине - Google Patents
Способ ограничения водопритока в добывающей скважине Download PDFInfo
- Publication number
- RU2754171C1 RU2754171C1 RU2021101662A RU2021101662A RU2754171C1 RU 2754171 C1 RU2754171 C1 RU 2754171C1 RU 2021101662 A RU2021101662 A RU 2021101662A RU 2021101662 A RU2021101662 A RU 2021101662A RU 2754171 C1 RU2754171 C1 RU 2754171C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- solvent
- invert emulsion
- rim
- volume
- water
- Prior art date
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 71
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 52
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 26
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims abstract description 72
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 69
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 58
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 51
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 claims abstract description 25
- 239000002023 wood Substances 0.000 claims abstract description 24
- 239000004434 industrial solvent Substances 0.000 claims abstract description 23
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 21
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 21
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 20
- -1 butyl alcohols Chemical class 0.000 claims abstract description 8
- 241000283891 Kobus Species 0.000 claims description 17
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 6
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 4
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 54
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 19
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 19
- 238000001914 filtration Methods 0.000 abstract description 8
- 238000004821 distillation Methods 0.000 abstract description 7
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 abstract description 6
- 230000008859 change Effects 0.000 abstract description 6
- 238000007688 edging Methods 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 101100117612 Mus musculus Dbn1 gene Proteins 0.000 abstract 6
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 50
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 35
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 description 35
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 10
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 9
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 9
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 6
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 5
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 5
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 5
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 4
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 4
- WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N (E)-8-Octadecenoic acid Natural products CCCCCCCCCC=CCCCCCCC(O)=O WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 20:1omega9c fatty acid Natural products CCCCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 9-Heptadecensaeure Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N Oleic acid Natural products CCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000005642 Oleic acid Substances 0.000 description 3
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 3
- 239000006184 cosolvent Substances 0.000 description 3
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 3
- QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N isooleic acid Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCCC(O)=O QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N oleic acid Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 239000012224 working solution Substances 0.000 description 3
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 2
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 2
- 229920000742 Cotton Polymers 0.000 description 1
- 238000006424 Flood reaction Methods 0.000 description 1
- 239000004721 Polyphenylene oxide Substances 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 238000001833 catalytic reforming Methods 0.000 description 1
- 230000000295 complement effect Effects 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 239000002044 hexane fraction Substances 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 230000010534 mechanism of action Effects 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 125000001997 phenyl group Chemical group [H]C1=C([H])C([H])=C(*)C([H])=C1[H] 0.000 description 1
- 229920000570 polyether Polymers 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 239000005871 repellent Substances 0.000 description 1
- 239000012261 resinous substance Substances 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000000344 soap Substances 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 1
- 239000003784 tall oil Substances 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
- 235000015112 vegetable and seed oil Nutrition 0.000 description 1
- 239000008158 vegetable oil Substances 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- 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
- C09K8/502—Oil-based compositions
-
- 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
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
- C09K8/524—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning organic depositions, e.g. paraffins or asphaltenes
-
- 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
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
-
- 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
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности изоляции водопритока в добывающей скважине и увеличение продуктивности добывающей скважины по нефти за счет эффективной гидрофобизации поверхности пористой среды пласта, эффективного блокирования высокопроницаемых интервалов пласта и высокой способности изменения фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта для нефти. Способ ограничения водопритока в добывающей скважине включает определение приемистости добывающей скважины, закачку в пласт инвертной эмульсии. При приемистости ниже 250 м3/сут оторочку инвертной эмульсии продавливают минерализованной водой в объеме 0,5-1 от объема оторочки инвертной эмульсии. После закачки оторочки инвертной эмульсии производят закачку оторочки состава, содержащего растворитель и кубовые остатки бутиловых спиртов КОБС, в качестве растворителя применяют растворитель промышленный, или растворитель углеводородный, или толуол при следующем соотношении компонентов, мас.%: растворитель 80-85 и КОБС 15-20, при соотношении объемов оторочек состава, содержащего растворитель и КОБС, и инвертной эмульсии 1:(2-3). При приемистости выше 250 м3/сут производят закачку оторочки инвертной эмульсии с древесной мукой, при следующем соотношении компонентов, мас.%: инвертная эмульсия 99,80-99,95 и древесная мука 0,05-0,20. Далее оторочку инвертной эмульсии с древесной мукой продавливают минерализованной водой в объеме 0,5-1 от объема оторочки инвертной эмульсии. Затем производят закачку оторочки состава, содержащего указанный выше растворитель и КОБС при следующем соотношении компонентов, мас.%: растворитель 80-85 и КОБС 15-20, при соотношении объемов оторочек состава, содержащего растворитель и КОБС, и инвертной эмульсии с древесной мукой 1:(3-4). 1 табл., 2 пр.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу ограничения водопритока в добывающей скважине, как закачиваемой воды с целью поддержания пластового давления, так и поступающей воды в добывающую скважину из подошвенной части нефтенасыщенного пласта или из непосредственно прилегающего к нефтенасыщенному нижележащего водонасыщенного пласта путем гидрофобизации призабойной зоны терригенного пласта.
В процессе эксплуатации добывающей скважины пластовая вода заводняет ее и оттесняет нефть из призабойной части вглубь пласта и удерживается в порах капиллярными силами. Интенсификация притока нефти в добывающей скважине связана с удалением воды из призабойной зоны пласта.
Причинами обводнения добывающих скважин являются: закачка воды для поддержания пластового давления; геологическая неоднородность обрабатываемого пласта; наличие в разрезе нефтяного пласта высокопроницаемых интервалов, по которым происходит первоочередное продвижение фронта контурных или закачиваемых вод; образование конуса подошвенной воды; наличие межпластовых перетоков между продуктивным пластом, вскрытым эксплуатационным фильтром, и смежными обводненными или водонасыщенными пластами из-за отсутствия выдержанной по площади непроницаемой перемычки, развитой системы вертикальных трещин или наличия разломов.
Вследствие обводнения добывающих скважин изменяются фильтрационные характеристики призабойной зоны пласта для нефти, при этом поверхность пористой среды пласта становится гидрофильной.
На границе контакта гидрофилизированной поверхности пористой среды пласта с добываемой нефтью выпадают асфальтено-смоло-парафиновые отложения, которые снижают фильтрационные характеристики призабойной зоны пласта для нефти.
Проведение работ по ограничению водопритока в добывающих скважинах за счет частичного или полного отключения обводненных высокопроницаемых пластов, или блокирования водопроводящих трещин, а также гидрофобизации поверхности пористой среды пласта способно интенсифицировать приток нефти в добывающие скважины и как следствие продлевает рентабельную разработку месторождений.
Известен способ изоляции водопритока в добывающих скважинах (патент RU № 2471060, МПК Е21В 33/138, опубл. 27.12.2012 г. в бюл. № 36), включающий закачку в пласт обратной эмульсии, включающей жидкие углеводороды, эмульгатор и воду. В качестве жидкого углеводорода используют гексановую фракцию, стабильный бензин, газовый конденсат, дизельное топливо, а также маловязкую нефть. В качестве эмульгатора используют Нефтенол НЗ или Нефтенол НЗ-ТАТ. Чередуют закачку обратной эмульсии в добывающую скважину с закачкой в нее воды с образованием в скважине нескольких чередующихся слоев обратной эмульсии и воды.
Недостатком способа является низкая эффективность ограничения водопритока, связанная с применением обратной эмульсии с низкой агрегативной устойчивостью. Обратная эмульсия под действием пластового давления легко разрушается, вследствие чего изоляционная способность способа снижается.
Способ не обладает растворяющей способностью по отношению к асфальтено-смоло-парафиновым соединениям, не способен гидрофобизировать поверхность пористой среды так, как применяемая обратная эмульсия не успевает воздействовать на них. На границе контакта с водой эмульсия при достижении определенного в ней водосодержания превращается в инертную к асфальтено-смоло-парафиновым соединениям в коллекторе субстанцию.
Также известен способ ограничения водопритока в добывающей скважине (патент RU № 2175716, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.11.2001 г. в бюл. № 31), включающий закачку в пласт состава, содержащего в мас. %: жиросодержащий отход производства – 5-40, углеводородный растворитель – остальное.
Недостатками известного способа являются:
- низкая эффективность гидрофобизации поверхности пористой среды, а также низкая способность изменения фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта для нефти. Это происходит вследствие того, что закачиваемый состав в значительной доле взаимодействует (размывается) водой в призабойной зоне пласта и при этом не воздействует на всю поверхность порового объема пласта призабойной зоны из-за наличия высокопроницаемых интервалов, по которым происходит первоочередное продвижение фронта контурных или закачиваемых вод. Происходит не селективный расход применяемого состава;
- сложность реализация способа, связанная с недоступностью компонентов на рынке товаров. Так применяемые в качестве жиросодержащего отхода производства вторичные кубовые остатки растительных масел, кубовые остатки хлопковых соапстоков, композиции жировой, отходы производства таллового масла и их смеси не доступны на рынке товаров из-за низких объемов отходов.
Также известен способ обработки призабойной зоны скважины для удаления парафиновых асфальто-смолистых веществ (патент RU № 2652236, МПК Е21В 37/06, 43/22, С09К 8/524, опубл. 25.04.2018 г. в бюл. № 12), включающий закачку в призабойную зону состава из 5,0-30,0 мас.% сорастворителя с поверхностно-активным веществом - ПАВ и 70,0-95,0 мас.%, технологическую выдержку. При этом в композиционном составе в качестве сорастворителя используют кубовые остатки бутиловых спиртов или растворитель парафиновый нефтяной, или сольвент нефтяной, в качестве поверхностно-активного вещества ПАВ используют комплексное поверхностно-активное вещество ПАВ или простой полиэфир с низкой температурой застывания, в качестве растворителя используют растворитель промышленный. Причем количество ПАВ в сорастворителе составляет 0,05-0,2 мас.%. Причем для скважин с приемистостью от 0 до 1 м3/ч закачку композиционного состава проводят при постоянной работе гидравлического генератора.
Недостатками известного способа являются:
- низкая эффективность гидрофобизации поверхности пористой среды пласта, незначительная растворяющая способность по отношению к асфальтено-смоло-парафиновым соединениям и низкая способность изменения фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта для нефти. Это происходит вследствие того, что закачиваемый состав в значительной доле взаимодействует (размывается) с водой из призабойной зоны обводненного пласта и при этом не воздействует на всю поверхность порового объема пласта призабойной зоны из-за наличия высокопроницаемых интервалов пласта, по которым происходит первоочередное продвижение фронта контурных или закачиваемых вод;
- недостаточно эффективное снижение обводненности продукции скважины терригенного пласта, связанное с неспособностью применяемого состава блокировать обводненные высокопроницаемые пласты и/или водопроводящие трещины. Это связано с тем, что воздействие состава направлено только на очистку порового пространства призабойной зоны от асфальтено-смоло-парафиновым, он не способен ограничить водоприток в добывающей скважине. Вследствие чего недостаточно эффективно увеличивает продуктивность по нефти добывающей скважины;
- способ невозможен к применению на любой стадии разработки нефтяного месторождений, представленных неоднородными пo проницаемости терригенными пластами, так как состав направлен только на очистку порового пространства призабойной зоны от асфальтено-смоло-парафиновым, он не способен ограничить водоприток в добывающей скважине.
Наиболее близким по технической сущности является способ обработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта закачкой инвертной эмульсии (патент RU № 2660967, МПК Е21В 43/22, C09K 8/92, опубл. 11.07.2018 г. в бюл. № 20), полученной перемешиванием эмульгатора и водного раствора в определенной пропорции, используют эмульгатор, состоящий из оксиэтилированного алкилфенола АФ9-6 и олеиновой кислоты в соотношении 2:1, а также бензолсодержащей фракции, причем суммарная концентрация оксиэтилированного алкилфенола АФ9-6 и олеиновой кислоты в эмульгаторе составляет 15-39 %, остальное - бензолсодержащая фракция, в качестве водного раствора используют минерализованную воду. Способ включает определение допустимого давления закачки и приемистости скважины, закачку инвертной эмульсии, при приемистости скважины ниже 250 м3/сут эмульгатор перемешивают перед закачкой с минерализованной водой в объемном соотношении 2:1, а при приемистости выше 250 м3/сут - в соотношефнии 1:2, при этом закачку в обоих случаях ведут с контролем давления, при росте давления закачки в 1,1-1,2 раза от начального удваивают объемное отношение минерализованной воды в эмульсии до соотношения 1:4, при дальнейшем росте давления в 1,1-1,2 раза соотношение увеличивают до 1:10 и далее последовательно удваивают до 1:40, при этом давление закачки не должно превышать 0,95 от допустимого значения давления.
Недостатком способа является неспособность гидрофобизировать призабойную зону добывающей скважины (пористую среду), так как закачиваемый состав при контакте с водой из добывающей скважины начинает формировать стойкие эмульсионные системы, которые образовываются на границе контакта воды с закачиваемым составом с последующим превращением в неподвижные инвертные эмульсионные системы, увеличение вязкости и устойчивости инвертных эмульсионных систем происходит по мере увеличения водосодержания в системе, которая происходит по мере продвижения состава из призабойной зоны пласта в высоко промытые и обводненные зоны пласта. Закачиваемый состав не оказывает влияние на поверхность порового пространства призабойной зоны обводненной добывающей скважины (не гидрофобизирует, не очищает от асфальтено-смоло-парафиновых отложений). Механизм действия данного состава направлен только на ограничение водопритока (связывание воды) и образование устойчивых инвертных эмульсий.
Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности изоляции водопритока в добывающей скважине и увеличение продуктивности добывающей скважины по нефти за счет эффективной гидрофобизации поверхности пористой среды пласта, эффективного блокирования высокопроницаемых интервалов пласта и высокой способности изменения фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта для нефти.
Технические задачи решаются способом ограничения водопритока в добывающей скважине, включающим определение приемистости добывающей скважины, закачку в пласт инвертной эмульсии.
Новым является то, что при приемистости ниже 250 м3/сут оторочку инвертной эмульсии продавливают минерализованной водой в объеме 0,5-1 от объема оторочки инвертной эмульсии, после закачки оторочки инвертной эмульсии производят закачку оторочки состава, содержащего растворитель и кубовые остатки бутиловых спиртов – КОБС, в качестве растворителя применяют растворитель промышленный, или растворитель углеводородный, или толуол при следующем соотношении компонентов, мас.%: растворитель промышленный, или растворитель углеводородный, или толуол 80-85 и КОБС 15-20, при соотношении объемов оторочек состава, содержащего растворитель и КОБС, и инвертной эмульсии 1:(2-3), при приемистости выше 250 м3/сут производят закачку оторочки инвертной эмульсии с древесной мукой, при следующем соотношении компонентов, мас.%: инвертная эмульсия 99,80-99,95 и древесная мука 0,05-0,20, далее оторочку инвертной эмульсии с древесной мукой продавливают минерализованной водой в объеме 0,5-1 от объема оторочки инвертной эмульсии, затем производят закачку оторочки состава, содержащего растворитель и КОБС, в качестве растворителя применяют растворитель промышленный, или растворитель углеводородный, или толуол, при следующем соотношении компонентов, мас.%: растворитель промышленный, или растворитель углеводородный, или толуол 80-85 и КОБС 15-20, при соотношении объемов оторочек состава, содержащего растворитель и КОБС, и инвертной эмульсии с древесной мукой 1:(3-4).
В качестве эмульгатора инвертных эмульсий используют эмульгатор, содержащий оксиэтилированный алкилфенол АФ9-6 и олеиновую кислоту в соотношении 2:1 в суммарной концентрации 15-39 % и бензолсодержащую фракцию - остальное (по патенту RU № 2613975, МПК B01F 17/00, C09K 8/00, C11D 1/04, C11D 3/43, опубл. 22.03.2017 в бюл. № 9). Эмульгатор представляет собой прозрачную жидкость от светло-коричневого до коричневого цвета с плотностью при 20 °С не менее 0,750 г/см3.
В качестве растворителя применяют растворитель промышленный, или растворитель углеводородный, или толуол. Применение в качестве растворителя – растворителя промышленного или растворителя углеводородного, или толуола приводит к одинаковому техническому результату. Растворитель придает применяемому составу способность гидрофобизировать поверхность пористой среды пласта, т.е. снижать смачиваемость водой порового пространства призабойной зоны пласта.
Растворитель промышленный – однородная жидкость от слабо желтого до светло коричневого цвета при 25 °С, с содержанием механических примесей не более 0,06 %, объемная доля моноциклических ароматических соединений (в том числе бензола) не менее 16,8 (8) %, доля фракции, выкипающей до 110 °С, - не менее 90 %, массовая доля воды - не более 0,1 %, температура начала перегонки не ниже 50 °С, плотность при 20 °С в пределах 700-745кг/м3. Применяют растворитель промышленный, выпускаемый по ТУ 0258-007-60320171-2016.
Углеводородный растворитель – растворитель, получаемый прямой перегонкой нефти или из рафинатов каталитического риформинга, неэтилированный, с добавками ароматических углеводородов; однородная жидкость от бесцветного до светло-желтого цвета, без содержания механических примесей, объемная доля ароматических углеводородов (в том числе бензола) не менее 35 (5) %, доля фракции выкипающей до 210 °С не менее 90 %, температура начала перегонки не ниже 40 °С. Применяют углеводородный растворитель, выпускаемый по ТУ 19.20.23-030-60320171-2019.
Применяют толуол, выпускаемый по ГОСТ 5789-78.
Кубовые остатки бутиловых спиртов - КОБС – однородная жидкость коричневого цвета при 25 °С, плотность при 20 °С в пределах 0,84-0,88 г/см3, температура начала кипения не ниже 120 °С, выпускаемые по ТУ 2421-101-057665-2001 «Кубовые остатки бутиловых спиртов». КОБС усиливает гидрофобизирующие свойства состава, то есть, резко снижает способность порового пространства призабойной зоны пласта смачиваться водой или другими полярными средами.
Древесная мука – мелкозернистый порошок с волокнами, массовая доля влаги не более 8 %, содержание фракции с размером частиц более 0,25 мм не более 10 %, выпускаемая по ГОСТ 16361-87. Древесная мука равномерно распределяется в составе, во всем объеме создаваемой инвертной эмульсионной системы, и придает ей дополнительную прочность. Древесная мука - доступный и дешевый продукт, который получают из сырья и которым может служить щепа, опилки, стружка и т.д.
В качестве минерализованной воды используют минерализованную (сточную, пластовую) воду плотностью от 1060 до 1190 кг/м3 с минерализацией от 80 до 300 г/л.
Сущность способа заключается в следующем.
На добывающей скважине выполняют геофизические и гидродинамические исследования, определяют приемистость, интервал перфорации пласта, начальный дебит скважины по нефти и обводненность добываемой продукции.
При приемистости ниже 250 м3/сут производят закачку оторочки инвертной эмульсии. Закачка оторочки инвертной эмульсии со ступенчатым увеличением водосодержания блокирует высокопроницаемые зоны пласта. Первоначально инвертная эмульсия имеет невысокую вязкость, далее фильтруется в высокопроницаемую обводненную часть пласта, и по мере увеличения водосодержания блокирует эту зону пласта.
Далее оторочку инвертной эмульсии продавливают минерализованной водой системы поддержания пластового давления плотностью от 1060 до 1190 кг/м3 в объеме от 0,5 до 1 от объема оторочки инвертной эмульсии (таким образом создают буфер).
После закачки оторочки инвертной эмульсии производят закачку оторочки состава, содержащего растворитель и КОБС. В качестве растворителя применяют растворитель промышленный, или растворитель углеводородный, или толуол, при следующем соотношении компонентов, мас. %: растворитель промышленный, или растворитель углеводородный, или толуол 80-85 и КОБС 15-20.
Это наиболее оптимальное соотношение состава, который позволяет достичь наибольший синергетический эффект композиции при гидрофобизации призабойной зоны пласта. Применение в способе состава с содержанием растворителя менее 80 мас. % и более 85 мас. % приводит к снижению гидрофобизирующего эффекта от композиции.
Закачка оторочки состава, содержащего растворитель и КОБС, селективно воздействует на пористую среду, изменяя фильтрационные характеристики призабойной зоны пласта для нефти, и не размывается водой в призабойной зоне пласта. Закачиваемая оторочка гидрофобизирует поверхность пористой среды, т.е. теперь способствует вытеснению капиллярно удерживаемой воды, и порода пласта приобретает водоотталкивающие свойства. Таким образом, в пласте вода вытесняется нефтью из мелких пор в крупные, из которых она в дальнейшем при эксплуатации скважин легко может быть удалена.
Последовательная закачка двух взаимодополняющих по воздействию на пласт оторочек: оторочки инвертной эмульсии и оторочки состава, содержащего растворитель и КОБС, разделенных буфером минерализованной воды, приводит к увеличению охвата пласта воздействием, снижению обводненности и увеличению притока нефти.
С учетом конкретных геолого-физических условий добывающей скважины: пористости, вскрытой толщины пласта, определяют общий объем оторочки инвертной эмульсии и оторочки состава, содержащего растворитель и КОБС, а также концентрацию компонентов, обеспечивающих в залежи гидрофобизацию поверхности пористой среды, блокировку высокопроницаемых интервалов пласта и растворение асфальтено-смоло-парафиновые соединения.
Соотношение объемов оторочек состава, содержащего растворитель и КОБС, и инвертной эмульсии составляет 1:(2-3).
Состав, содержащий растворитель и КОБС, готовят непосредственно на добывающей скважине следующим образом: насосным агрегатом из автоцистерны с растворителем (например, растворителем промышленным, или растворителем углеводородным, или толуолом) и автоцистерны с КОБС в емкость для приготовления рабочего раствора откачивают расчетный объем компонентов. Например, для приготовления состава объемом 134,4 м3 необходимо растворителя промышленного объемом 110,8 м3 (80 мас. %), КОБС объемом 23,6 м3 (20 мас. %). В течение 20-30 мин перемешивают на максимально возможной производительности насосного агрегата по схеме: емкость для приготовления рабочего раствора – насосный агрегат – емкость для приготовления рабочего раствора.
Используют насосный агрегат типа АНЦ-320, автоцистерны типа АЦ-10 или АЦН-10. По аналогичной схеме состав может быть приготовлен на производственной базе и доставлен в АЦ непосредственно на скважину.
Через насосно-компрессорные трубы расчетный объем состава, содержащего растворитель и КОБС, закачивают в добывающую скважину.
По окончанию процесса закачки расчетного объема состава, содержащего растворитель и КОБС, осуществляют продавку состава технологической жидкостью, на которой проводились подготовительные работы в объеме, на 15-20 % превышающем объем насосно-компрессорных труб и оставляют на реагирование в течение не менее 24 ч.
При приемистости выше 250 м3/сут производят одновременную закачку оторочки инвертной эмульсии с древесной мукой, при следующем соотношении компонентов в оторочке, мас. %: инвертная эмульсия 99,80-99,95 и древесная мука 0,05-0,20.
Это наиболее оптимальное соотношение инвертной эмульсии и древесной муки. Если увеличить содержание древесной муки более 0,20 мас. %, то это приведет к излишнему закупориванию пор в пласте, если уменьшить менее 0,05 мас. %, то не приведет к желаемому результату.
Далее оторочку инвертной эмульсии с древесной мукой продавливают минерализованной водой системы поддержания пластового давления плотностью от 1060 до 1190 кг/м3 в объеме от 0,5 до 1 от объема оторочки инвертной эмульсии (таким образом создают буфер).
Затем производят закачку оторочки состава, содержащего растворитель и КОБС, в качестве растворителя применяют растворитель промышленный, или растворитель углеводородный, или толуол, при следующем соотношении компонентов, мас. %: растворитель промышленный, или растворитель углеводородный, или толуол 80-85 и КОБС 15-20.
С учетом конкретных геолого-физических условий добывающей скважины: пористости, вскрытой толщины пласта определяют общий объем оторочки инвертной эмульсии с древесной мукой и оторочки состава, содержащего растворитель и КОБС, а также концентрацию компонентов, обеспечивающих в залежи гидрофобизацию поверхности пористой среды, блокировку высокопроницаемых интервалов пласта и растворение асфальтено-смоло-парафиновые соединения.
Соотношение объемов оторочек состава, содержащего растворитель и КОБС, и инвертной эмульсии с древесной мукой составляет 1:(3-4).
Примеры осуществления способа.
Пример 1. На добывающей скважине выполнили геофизические и гидродинамические исследования, приемистость составила 240 м3/сут, интервал перфорации пласта – 5 м, начальный дебит скважины по нефти –1,5 т/сут и обводненность добываемой продукции – 95 %.
Произвели закачку оторочки инвертной эмульсии общим объемом 22,5 м3.
Далее оторочку инвертной эмульсии продавливали минерализованной водой системы поддержания пластового давления плотностью 1100 кг/м3 в объеме 22,5 м3(в объеме 1 от объема оторочки инвертной эмульсии).
Затем закачали оторочку состава, содержащего растворитель и КОБС, объемом 7,5 м3. Соотношение объемов оторочек состава, содержащего растворитель и КОБС, и инвертной эмульсии составило 1:3.
В качестве растворителя применили растворитель промышленный, при следующем соотношении компонентов, мас.%: растворитель промышленный 84,71 (6,5 м3) и КОБС 15,29 (1,0 м3).
После закачки запланированного объема оторочки состава, содержащего растворитель и КОБС, осуществляют на скважине технологическую выдержку продолжительностью 24 ч, затем производят освоение скважины. После выхода скважины на стабильный режим работы производят исследования по определению дебита нефти и обводненности добываемой продукции.
Результаты исследований скважины показывают, что дебит нефти составил 2,1 т/сут, прирост дебита нефти – 0,6, обводненность – 83, обводненность уменьшилась на 12 % (см. пример 1, табл.).
Пример 2. На добывающей скважине выполнили геофизические и гидродинамические исследования, приемистость составила 320 м3/сут, интервал перфорации пласта – 6,1, начальный дебит скважины по нефти –1,8 т/сут и обводненность добываемой продукции – 96 %.
Произвели закачку оторочки инвертной эмульсии с древесной мукой общим объемом 39,20 м3, при следующем соотношении компонентов в оторочке, мас. %: инвертная эмульсия 99,90 (38,95 м3) и древесная мука 0,10 (0,25 м3).
Далее оторочку инвертной эмульсии с древесной мукой продавили минерализованной водой системы поддержания пластового давления плотностью 1100 кг/м3 в объеме 19,6 м3(в объеме 0,5 от объема оторочки инвертной эмульсии).
Затем произвели закачку оторочки состава, содержащего растворитель и КОБС общим объемом 9,8 м3. В качестве растворителя применили растворитель промышленный, при следующем соотношении компонентов, мас. %: растворитель промышленный 81,37 (8,2 м3) и КОБС 18,63 (1,6 м3). Соотношение объемов оторочек состава, содержащего растворитель и КОБС, и инвертной эмульсии составило 1:4.
После закачки запланированного объема оторочки состава, содержащего растворитель и КОБС, осуществляют на скважине технологическую выдержку продолжительностью 24 ч, затем производят освоение скважины. После выхода скважины на стабильный режим работы производят исследования по определению дебита нефти и обводненности добываемой продукции.
Результаты исследований скважины показывают, что дебит нефти составил 3,5 т/сут, прирост дебита нефти – 1,7, обводненность – 77 %, обводненность уменьшилась до 19 % (см. пример 17, табл.).
Остальные примеры осуществления способа ограничения водопритока в добывающей скважине выполняют аналогично, их результаты приведены в таблице.
Из таблицы видно, что после проведения предлагаемого способа происходит увеличение среднесуточного дебита нефти на одну добывающую скважину в среднем на 1,39 т/сут и снижение обводненности добываемой продукции в среднем на 17,77 %.
Полученные результаты показывают, что способ ограничения водопритока в добывающей скважине повышает эффективность изоляции водопритока в добывающей скважине и увеличивает продуктивность добывающей скважины по нефти за счет эффективной гидрофобизации поверхности пористой среды пласта, с сохранением растворяющей способности закачиваемого состава по отношению к асфальтено-смоло-парафиновым соединениям, эффективного блокирования высокопроницаемых интервалов пласта и высокой способности изменения фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта для нефти, а также применяется на любой стадии разработки нефтяного месторождения, представленного неоднородными пo проницаемости терригенными пластами.
Claims (1)
- Способ ограничения водопритока в добывающей скважине, включающий определение приемистости добывающей скважины, закачку в пласт инвертной эмульсии, отличающийся тем, что при приемистости ниже 250 м3/сут оторочку инвертной эмульсии продавливают минерализованной водой в объеме 0,5-1 от объема оторочки инвертной эмульсии, после закачки оторочки инвертной эмульсии производят закачку оторочки состава, содержащего растворитель и кубовые остатки бутиловых спиртов – КОБС, в качестве растворителя применяют растворитель промышленный, или растворитель углеводородный, или толуол при следующем соотношении компонентов, мас.%: растворитель промышленный, или растворитель углеводородный, или толуол 80-85 и КОБС 15-20, при соотношении объемов оторочек состава, содержащего растворитель и КОБС, и инвертной эмульсии 1:(2-3), при приемистости выше 250 м3/сут производят закачку оторочки инвертной эмульсии с древесной мукой, при следующем соотношении компонентов, мас.%: инвертная эмульсия 99,80-99,95 и древесная мука 0,05-0,20, далее оторочку инвертной эмульсии с древесной мукой продавливают минерализованной водой в объеме 0,5-1 от объема оторочки инвертной эмульсии, затем производят закачку оторочки состава, содержащего растворитель и КОБС, в качестве растворителя применяют растворитель промышленный, или растворитель углеводородный, или толуол при следующем соотношении компонентов, мас.%: растворитель промышленный, или растворитель углеводородный, или толуол 80-85 и КОБС 15-20, при соотношении объемов оторочек состава, содержащего растворитель и КОБС, и инвертной эмульсии с древесной мукой 1:(3-4).
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2021101662A RU2754171C1 (ru) | 2021-01-26 | 2021-01-26 | Способ ограничения водопритока в добывающей скважине |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2021101662A RU2754171C1 (ru) | 2021-01-26 | 2021-01-26 | Способ ограничения водопритока в добывающей скважине |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2754171C1 true RU2754171C1 (ru) | 2021-08-30 |
Family
ID=77669890
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2021101662A RU2754171C1 (ru) | 2021-01-26 | 2021-01-26 | Способ ограничения водопритока в добывающей скважине |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2754171C1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2791829C1 (ru) * | 2022-09-29 | 2023-03-13 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ ограничения притока воды в скважину |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4505828A (en) * | 1979-10-15 | 1985-03-19 | Diamond Shamrock Chemicals Company | Amphoteric water-in-oil self-inverting polymer emulsion |
RU2247825C1 (ru) * | 2003-08-18 | 2005-03-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ изоляции водопритока в горизонтальном стволе добывающей скважины |
RU2613975C1 (ru) * | 2016-04-26 | 2017-03-22 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Эмульгатор инвертных эмульсий |
RU2644363C1 (ru) * | 2016-12-29 | 2018-02-09 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Состав для ограничения водопритока в добывающей скважине |
RU2660967C1 (ru) * | 2017-08-04 | 2018-07-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ обработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта закачкой инвертной эмульсии |
-
2021
- 2021-01-26 RU RU2021101662A patent/RU2754171C1/ru active
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4505828A (en) * | 1979-10-15 | 1985-03-19 | Diamond Shamrock Chemicals Company | Amphoteric water-in-oil self-inverting polymer emulsion |
RU2247825C1 (ru) * | 2003-08-18 | 2005-03-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ изоляции водопритока в горизонтальном стволе добывающей скважины |
RU2613975C1 (ru) * | 2016-04-26 | 2017-03-22 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Эмульгатор инвертных эмульсий |
RU2644363C1 (ru) * | 2016-12-29 | 2018-02-09 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Состав для ограничения водопритока в добывающей скважине |
RU2660967C1 (ru) * | 2017-08-04 | 2018-07-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ обработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта закачкой инвертной эмульсии |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2791829C1 (ru) * | 2022-09-29 | 2023-03-13 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ ограничения притока воды в скважину |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2289683C2 (ru) | Способы для осушения сланцеватых подземных геологических формаций | |
RU2476665C2 (ru) | Способ изоляции водопритока в скважине | |
RU2294353C1 (ru) | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта | |
EA008671B1 (ru) | Эмульсионная система, полученная при помощи волокна | |
RU2754171C1 (ru) | Способ ограничения водопритока в добывающей скважине | |
RU2295635C2 (ru) | Способ извлечения нефти | |
RU2249101C1 (ru) | Кислотный поверхностно-активный состав для обработки призабойной зоны | |
RU2184836C2 (ru) | Способ селективного ограничения водопритоков в эксплуатационных скважинах | |
RU2778501C1 (ru) | Способ разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта | |
RU2244812C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта | |
RU2748198C1 (ru) | Способ разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта | |
RU2307240C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
RU2461702C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти (варианты) | |
RU2165013C1 (ru) | Способ обработки терригенных и глинистых коллекторов нефтяной залежи | |
RU2109132C1 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи пластов | |
RU2097540C1 (ru) | Способ повышения нефтеотдачи пластов | |
RU2188935C1 (ru) | Состав для интенсификации добычи нефти | |
RU2117144C1 (ru) | Способ извлечения остаточной нефти | |
RU2817425C1 (ru) | Способ ограничения водопритока в скважину | |
RU2757456C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта, насыщенного углеводородами с остаточной высокоминерализованной поровой водой | |
RU2143548C1 (ru) | Способ разработки неоднородных обводненных нефтяных пластов | |
RU2129657C1 (ru) | Способ извлечения остаточной нефти из пласта | |
RU2098611C1 (ru) | Способ разработки месторождений с высоковязкой нефтью | |
RU2211325C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
RU2286375C2 (ru) | Состав для водоизоляции скважин |