SU1550106A1 - Способ изменени проницаемости нефт ного пласта - Google Patents
Способ изменени проницаемости нефт ного пласта Download PDFInfo
- Publication number
- SU1550106A1 SU1550106A1 SU874278496A SU4278496A SU1550106A1 SU 1550106 A1 SU1550106 A1 SU 1550106A1 SU 874278496 A SU874278496 A SU 874278496A SU 4278496 A SU4278496 A SU 4278496A SU 1550106 A1 SU1550106 A1 SU 1550106A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- water
- acidified water
- solution
- permeability
- oil
- Prior art date
Links
Landscapes
- Separation Of Suspended Particles By Flocculating Agents (AREA)
Abstract
Изобретение относитс к нефтедобывающей промышленности. Цель - увеличение водопроницаемости нефт ного пласта. В последний в качестве раствора соединени алюмини в водной фазе закачивают 0,01-0,1 мас.%-ный раствор оксихлорида алюмини в пресной подкисленной воде с PH не менее 2 и не более 4. Перед раствором оксихлорида алюмини закачивают оторочку пресной подкисленной воды с PH не менее 2 и не более 4. При этом размер оторочки составл ет не менее одного объема пор пространства фильтрации. Оторочка подкисленной воды необходима дл предотвращени образовани осадка и дл преп тстви закупорки пор нефт ных пластов. Подкисленную воду готов т путем дозировани сол ной кислоты в закачиваемую пресную воду. Способ обеспечивает большую приемистость нагнетательных скважин, а также больший охват заводнением нефт ного пласта по объему и снижение расхода используемого агента. Данный способ работоспособен на ранней и поздней стади х разработки, в том числе при высокой степени заводненности нефт ного пласта водами различного состава. 5 табл.
Description
ел
СЛ
Изобретение относитс к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам заводнени нефт ных месторождений .
Цель изобретени - увеличение водопроницаемости нефт ного пласта.
Сущность изобретени сводитс к последовательной закачке в нефт ной пласт оторочки подкисленной пресной воды с рН не менее 2 и не более k при размере оторочки не менее одного объема пор пространства фильтрации с последующей непрерывной закачкой 0,01-0,1-ного мас.% раствора оксихлорида алюмини в пресной подкисленной воде с рН раствора не менее 2 и не более .
Оторочка подкисленной воды необходима дл того, чтобы предотвратить образование осадка и преп тствовать закупорке пор нефт ных пластов. Пластовые воды нефт ных месторождений, в основном, имеют величину рН 5-8, поэтому при закачке реагента без подкисленной воды происходит смешение пластовых и закачиваемых вод, величина рН закачиваемой воды растет и происходит коагул ци закачиваемого реаОЭ
ента, ведуща к закупорке пор нефт ого пласта. Приемистость нагнетательых скважин при этом уменьшаетс .
Подкисленную воду готов т путем озировани сол ной кислоты в закачиаемую пресную воду. Так дл снижени величины рН пресной воды, примен в™ ейс при экспериментах, с первонаального значени 7S8 до рН 3,8„ не- JQ бходимо 100 мг/л НС1 (27% конц.), о рН 3,0 необходимо 500 мг/л НС1, о рН 2,1 необходимо 1300 мг/л НС1, до рН 1,9 необходимо 1700 мг/л НС1. Оксихлорид алюмини , вл ющийс час- 5 тично гидролизованным соединением, обладает повышенной адсорбционной способностью. Это вл етс положительным моментом при взаимодействии закачиваемой воды с породой пласта и со 2о св занной водой, так как приводит к снижению расхода реагента. Еще одним преимуществом оксихлорида алюмини вл етс то, что при его введении в воду ее стабильность практически не 25 измен етс . В насто щее врем известно применение оксихлорида алюмини в качестве коагул нта при очистке поверхностных вод от взвешенных частиц. Оксихлорид алюмини готовитс растворением свежеосажденной гидроокиси алюмини в 0,5-1 0%-ных растворах НС1 и поставл етс в виде 35%-ного раствора или кристаллического вещества, содержащего 0-М% A1г03 и 20-21% НС1.
При осуществлении изобретени не $5 имеет значени исходное состо ние оксихлорида алюмини (водный раствор или кристаллы) при сохранении равенства дозировки реагента. Водный ргст- вор оксихлорида алюмини вл етс бо- ® лее технологичным по сравнению с сталлической его формойt поскольку в этом случае отпадает необходимость в наличии растворных баков и подача товарного реагента может осуществл тьс насосами непосредственно в трубопровод подкисленной закачиваемой воды.
Требуема величина водородного показател подкисленной воды (рН) обоснована экспериментально. Результаты представлены в табл.1,
Как видно из представленных данных, при величине рН больше Ц водопроницаемость по сравнению с пресной под- кисленной водой уменьшилось на В интервале величин рН от 2 до увеличение водрпроницаемости На 18„1%
30
45
50
5 о 5
5 ®
5
0
5
0
достигаетс при различном объеме прокачанной воды При величине рН менее 2 сначала наблюдаетс рост водопроницаемости до 12,6%, а затем с увеличением объема прокачанной воды происходит снижение водопроницаемости. Это происходит в результате частичной перезар дки поверхности нефт ных коллекторов .
Снижение величины рН менее 2 нецелесообразно по р ду причин: значительный расход реагента, повышенна коррозионна активность воды, снижение срока службы оборудовани .
Содержание оксихлорида алюмини в пресной подкисленной воде обосновано экспериментально Результаты представлены в табл„20
I
R материалах за вки отмечаетс , что оптимальное количество оксихлорида алюмини 0S0 I-0S10 вес Д. Как видно из представленных данных, при до-. зировке реагента в количестве 0,001 вес.% ьффект не наблюдаетс . При дозировке 0,005 вс.с.% эффект незначительный (5,3) даже при прокачке воды в количестве 20 объемов пор кер- иового материала, В интервале рекомендуемых значений дозировки реагента поставленна цель достигаетс при различном количестве прокачанной во ды: при 0,01 вес.% - 20 объемов пор, при Of05 вес„% - 11 объемов пор, при 0,10 вес.% - 5,5 объемов пор. Дальнейшее увеличение количества дозируемого реагента лишь незначительно ускор ет достижение поставленной цели, так при дозировке реагента 0,20 вес.% количество прокачанной воды составило 5,1 объемов пор„ В соответствии с вышеизложенным необходимо дозировать оксихлорид алюмини в количестве 0,01-0,10 вес.%„
Положительный эффект изобретени в отношении его составных частей и известного технического решени обоснован экспериментально,, Результаты представлены в табЛоЗ
Как видно из приведенных результатов , при использовании способа изменени проницаемости нефт ного пласта проницаемость породы увеличилась на 27,0%. В то же времл фильтраци без оторочки подкисленной воды по извест ному способу снижает проницаемость на 38,7% в случае использовани добавки AlClg,
515
При размере оторочки воды 0,5 объема порового пространства не достигаетс максимальна водопроницаемость по подкисленной воде (0,0330 мкм2, при максимальной 0, мкм2), а при последующей закачке с оксихлоридом алюмини происходит снижение водопроницаемости на 21,2% в результате закупорки пор осадком гидроокиси алюми- ни . При размере оторочки 0,8 объема порового пространства, хот и достигаетс максимальное значение водопроницаемости по подкисленной воде, но при последующей закачке с оксихлори- дом алюмини происходит снижение водопроницаемости на 6,43% в результате выпадени осадка гидроокиси алюмини , но в меньшем количестве, чем в первом случае. При размере оторочки, равном 1,0 объема порового пространства и больше, закачка подкисленной воды с оксихлоридом алюмини приводит к увеличению водопроницаемости на 18,1%. Поэтому в изобретении размер оторочки подкисленной воды рекомендуетс не менее одного объема порового пространства породы.
В изобретении так же, как и в известном решении, подкисленна вода с оксихлоридом алюмини закачиваетс посто нно, а не в виде оторочки. В случае необходимости перейти на закачку другой воды сначала закачивают оторочку подкисленной воды (не менее 1,0 объема порового пространства), а затем требуемую воду. Дл вы влени изменени проницаемости были проведен эксперименты с различными нефтенасы- щенными породами. Результаты приведены в табл..
Из представленных данных видно, что увеличение водопроницаемости дл второй модели пласта на 9,9% меньше по сравнению с первой моделью пласта.
Сопоставительный анализ: в первой модели пласта содержание глин 11%; во второй 2-3%, содержание св занной воды в первой модели 35% объема пор, во второй 9%f проницаемость по пресной воде первой модели пласта 0,0318 мкм2, второй - 0,350 мкм2, плотность св занной воды первой модели составл ет 1011 кг/м3, второй - 1180 кг/м3. Эффективность изобретени выше дл нефт ных коллекторов, содер- жащих большее количество св занной воды и глинистого материала. Поэтому данна технологи будет более эффек
10 15 2п 25
Q
40
0
5
066
тивна также дл низкопроницаемых нефт ных коллекторов (выше содержание св занной воды) при заводнении пресными или слабоминерализованными водами . Что касаетс температуры, то промысловые испытани данного способа проводились на нефт ном месторождении , где температура пласта составл ет 78-82°С, а полученный результат был выше лабораторных исследований дл 40°С: увеличение приемистости нагнетательных скважин в среднем составило 35,0% (от 14,3% до 45,8% по сравнению с данными до обработки).
Реализаци ПТР применительно к промысловым услови м прошла успешные .испытани на месторождении на кустовой насосной станции.
Ингибированна сол на кислота дозировалась в товарном виде (27% конц .) в количестве 0,04 вес.%. Величина рН обработанной воды составила . Дозировку алюмосодержащего реагента осуществл ли в количестве 0,04 вес.% также в товарной форме. Испытани продолжались 2 нед. Первые 3 дн закачивалась оторочка подкисленной воды с величиной рН 3,0. Остальные дни закачивалась пресна подкисленна вода с реагентом. Всего в скважины было закачено 3,6 т реагента . Полученные результаты приведены в табл.5.
Использование изобретени обеспечивает по сравнению с существующими способами следующие преимущества: большую приемистость нагнетательных скважин; больший охват заводнением нефт ного пласта по объему; снижение расхода используемого-реагента.
Изобретение работоспособности на ранней и поздней стадии разработки, в том числе при высокой степени за- водненности нефт ного пласта водами различного состава.
Claims (1)
- Формула изобретениСпособ изменени проницаемости нефт ного пласта, включающий закачку в пласт раствора соединени алюмини в водной фазе, отличающий- с тем, что, с целью увеличени водопроницаемости нефт ного пласта, в качестве раствора соединени алюмини в водной фазе закачивают 0,01- 0,1 мас.%-ный раствор оксихлоридаалюмини в пресной подкисленной воде с рН не менее 2 и не более А, а перед раствором оксихлорида алюмини закачивают оторочку пресной подкисленной воды с рН не менее 2 и не более 4 при размере оторочки не менее одного объема пор пространства фильтрации .Таблица 1Таблица2Пресна подкисленна вода с добавкой AlClj (прототип ) Пресна подкисленна вода с добавкой А1г(ОН)5С1-НгО с оторочкой (предлагаемый способ) Пресна подкисленна водас добавкой А1С13 (способпо прототипу с оторочкой подкисленной воды)1001001007,8 0,0318 0,003,8 0,0342+7,55100 3,8 0,0404 +27,0 Втора модель пласта7,8 0,350 0,003,8 0,3823,8 0,410+9,14+17,1ТаблицаЗТаблицаПерва модель пласта7,8 0,0318 0,003,8 0,0342+7,55113,8 0,382+9,143,8 0,410+17,1119,6 9,2 9,0 4,012,0 12,0 12,0 12,0Таблица5280 210 220 190350 260 240 230
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU874278496A SU1550106A1 (ru) | 1987-05-27 | 1987-05-27 | Способ изменени проницаемости нефт ного пласта |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU874278496A SU1550106A1 (ru) | 1987-05-27 | 1987-05-27 | Способ изменени проницаемости нефт ного пласта |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SU1550106A1 true SU1550106A1 (ru) | 1990-03-15 |
Family
ID=21317256
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU874278496A SU1550106A1 (ru) | 1987-05-27 | 1987-05-27 | Способ изменени проницаемости нефт ного пласта |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
SU (1) | SU1550106A1 (ru) |
-
1987
- 1987-05-27 SU SU874278496A patent/SU1550106A1/ru active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Махмутбеков Э.А., Вольное А.И. Интенсификаци добычи нефти. М.: Недра, 1975, с. 167. Патент DE V 2Й979, кл. Е 21 В W22, опублик. 1978. ( СПОСОБ ИЗМЕНЕНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА * |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CA1282685C (en) | Preventing plugging by insoluble salts in a hydrocarbon-bearingformation and associated production wells | |
US3827977A (en) | Composition for inhibiting scale formation in oil well brines | |
RU2105868C1 (ru) | СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ СОДЕРЖАНИЯ ИОНОВ ЖЕЛЕЗА Fe+3 В ВОДНОЙ ЖИДКОСТИ ДЛЯ ГИДРОРАЗРЫВА НЕФТЯНОГО ПЛАСТА | |
JP2002517651A (ja) | 採油での堆積物防止方法 | |
US20060142166A1 (en) | Method using particulate chelates to stimulate production of petroleum in carbonate formations | |
NO821179L (no) | Fremgangsmaate ved behandling av broenner med ionevekslingsutfelte stendannelsesinhibitorer | |
JP2020532627A (ja) | 増強された高温架橋破砕流体 | |
RU2337126C2 (ru) | Кислотный состав для обработки терригенных коллекторов и удаления солеотложений (варианты) | |
SU1550106A1 (ru) | Способ изменени проницаемости нефт ного пласта | |
RU2320852C2 (ru) | Способ предотвращения солеотложения в нефтегазопромысловом оборудовании | |
US5211237A (en) | Precipitation of scale inhibitors | |
RU2717850C1 (ru) | Реагентный состав для растворения карбонатного кольматанта | |
RU2323243C1 (ru) | Твердый реагент для кислотной обработки скважины и способ кислотной обработки скважины, преимущественно водозаборной | |
RU2070910C1 (ru) | Состав для предотвращения отложения неорганических солей при добыче нефти и газа из скважин | |
RU2166622C1 (ru) | Способ повышения нефтеотдачи пластов | |
SU1700199A1 (ru) | Способ изол ции притока вод в скважину | |
SU1713899A1 (ru) | Ингибитор отложени неорганических солей в нефте- и газопромысловом оборудовании | |
RU2083809C1 (ru) | Способ разработки обводненной нефтяной залежи | |
RU2731965C1 (ru) | Тяжёлая технологическая жидкость для глушения скважин, состав и способ для её приготовления | |
SU1550107A1 (ru) | Способ заводнени нефт ного пласта | |
SU791644A1 (ru) | Ингибитор водорастворимых солевых отложений в газовых скважинах | |
RU2165013C1 (ru) | Способ обработки терригенных и глинистых коллекторов нефтяной залежи | |
MAHAT et al. | Green Silicate Scale Inhibitors Performance Using Dynamic Tube Blocking Test | |
RU2242602C2 (ru) | Состав для обработки карбонатных пластов | |
SU1074990A1 (ru) | Способ кислотной обработки скважины |