Главная страница  |  Описание сайта  |  Контакты
СОСТАВ ДЛЯ ОГРАНИЧЕНИЯ ПРИТОКА ПЛАСТОВЫХ ВОД
СОСТАВ ДЛЯ ОГРАНИЧЕНИЯ ПРИТОКА ПЛАСТОВЫХ ВОД

СОСТАВ ДЛЯ ОГРАНИЧЕНИЯ ПРИТОКА ПЛАСТОВЫХ ВОД

Патент Российской Федерации
Суть изобретения: Состав для ограничения притока пластовых вод, содержит, мас.%:
Карбонат натрия - 5 - 21
Растворимые или диспергируемые в воде соединения кремния - 0,1 - 5,0
Вода - Остальное
В качестве указанных соединений кремния могут быть использованы силикат натрия, этил- или метилсиликонат натрия, гексафторсиликат натрия, этилсиликат или силиконовая эмульсия. 1 з.п. ф-лы, 2 табл.
Поиск по сайту

1. С помощью поисковых систем

   С помощью Google:    

2. Экспресс-поиск по номеру патента


введите номер патента (7 цифр)

3. По номеру патента и году публикации

2000000 ... 2099999   (1994-1997 гг.)

2100000 ... 2199999   (1997-2003 гг.)
Номер патента: 2105878
Класс(ы) патента: E21B43/32, E21B43/22
Номер заявки: 96109860/03
Дата подачи заявки: 15.05.1996
Дата публикации: 27.02.1998
Заявитель(и): Полторанин Николай Евдокимович; Мазаев Владимир Владимирович; Гусев Сергей Владимирович; Коваль Ярослав Григорьевич
Автор(ы): Полторанин Николай Евдокимович; Мазаев Владимир Владимирович; Гусев Сергей Владимирович; Коваль Ярослав Григорьевич
Патентообладатель(и): Полторанин Николай Евдокимович; Мазаев Владимир Владимирович; Гусев Сергей Владимирович; Коваль Ярослав Григорьевич
Описание изобретения: Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для ограничения притока пластовых вод в нагнетательных и добывающих скважинах при разработке нефтяных месторождений заводнением с целью увеличения нефтеотдачи пластов.
Известен состав для ограничения притока пластовых вод, представляющий собой щелочной отход от очистки светлых нефтепродуктов [1] При добавлении к составу раствора хлористого кальция в пластовых условиях образуется осадок, закупоривающий водопромытый интервал. Недостатком состава является низкая эффективность при использовании на неоднородных пластах, находящихся на поздней стадии разработки.
Наиболее близким техническим решением, взятым за прототип, является состав, представляющий собой 20-21%-ный раствор соды [2] При смешении состава с раствором хлорида кальция в пластовых условиях образуется осадок карбоната кальция, снижающий проницаемость водопромытых интервалов, ограничивающий за счет этого приток пластовых вод в водонасыщенные зоны и способствующий подключению к разработке нефтенасыщенных зон пласта.
Недостатком состава является низкая эффективность при использовании на неоднородных низкопроницаемых или трещиноватых коллекторах, обусловленная малым объемом и подвижностью образующегося осадка и, как следствие, слабым изолирующим действием.
Кроме того, при использовании состава воздействие на фильтрационные потоки оказывается только вблизи прискважинной зоны пласта нагнетательной скважины. Состав не эффективен при разбавлении пластовыми водами.
Сущность изобретения состоит в повышении эффективности действия состава путем придания ему гелеобразующих и/или гидрофобизирующих свойств, что достигается введением в состав, содержащий воду и карбонат натрия 5-21 мас. растворимых или диспергируемых в воде соединений кремния 0,1-5 мас. Используют следующие соединения кремния: силикат натрия, этил- или метилсиликонат натрия, гексафторсиликат натрия, этилсиликат или силиконовую эмульсию. Наличие в составе указанных соединений кремния обеспечивает гидрофобизацию породы и/или формирование объемного осадка, представляющего собой смесь геля кремниевой кислоты и высокодисперсных частиц карбоната кальция. Образование геля и дисперсных частиц протекает параллельно за счет взаимодействия состава с минерализованной водой или дополнительно вводимым хлоридом кальция, что в сочетании с гидрофобизацией породы локализуют осадок в объеме пласта, предотвращает его размывание и увеличивает эффективность его изолирующего действия.
При использовании известного состава в пласте образуется дисперсный осадок карбоната кальция, который не позволяет блокировать или уменьшить проницаемость крупных пор и трещин. Кроме того, на поздних стадиях разработки месторождений неизбежно разбавление состава водой, что снижает эффективность его действия.
Существенными отличительными признаками предлагаемого технического решения являются наличие нового компонента соединения кремния, концентрация карбоната натрия и соотношение компонентов в составе.
Соединение кремния за счет гидрофобизации породы и/или реакции гелеобразования препятствует размыванию осадка в пласте. Реакция гелеобразования протекает параллельно реакции образования дисперсного осадка карбоната кальция, что приводит к увеличению объема осадка в целом, его упрочнению и снижению подвижности. Благодаря этому эффективное снижение проницаемости водопромытых интервалов достигается даже в случае разбавления состава минерализованной водой или неполного смешения с раствором хлорида кальция. Кроме того, соединения кремния, например силикат натрия, более чувствительны к действию минеральзованной воды: при контакте с ней состав также выделяет осадок, что также снижает его подвижность.
Новый состав имеет следующие соотношение компонентов, в мас.
Карбонат натрия 5-21
Соединение кремния 0,1-5
Вода Остальное.
Указанный состав и соотношение компонентов позволяют в широких пределах регулировать объем образующегося осадка, его подвижность и, как следствие, воздействовать на пласты с различными геолого-физическими характеристиками.
Для приготовления нового состава используют следующие вещества и товарные формы на их основе:
1. Карбонат натрия.
2. Соединение кремния: натрия силикат (Na2SiO3), натрия гексафторсиликат (Na2SiF6), метил этилсиликат натрия (ГКЖ-11, ГКЖ-10, этилсиликат (ЭТС-32, ЭТСМ-40, этилсиликат-конденсат), силиконовые эмульсии (Экстракт-700, B 3000 и т.д.).
Эффективность предлагаемого и известного составов определяли в лабораторных условиях путем измерения объема образующегося осадка при взаимодействии с хлоридом кальция, скоростей фильтрации воды через неоднородную модель пласта и расчета коэффициента нефтевытеснения. Исследование нефтевытесняющих свойств и процессов фильтрации жидкости проводили на установке, сконструированной на базе стандартной установки типа УИПК.
Установка позволяет поддерживать необходимые давление и температуру, а также контролировать расход воды и нефти, фильтрующихся через модель пласта.
В качестве модели пласта использовали две стальные колонки длиной 90 см и диаметром 3,7 см, заполненные дезинтегрированным керном и имитирующие пропластки различной проницаемости Самотлорского и Аганского месторождений Западной Сибири. Проницаемость колонок варьировали от 320 до 270 мД, соотношение проницаемости в моделях составляло 3,2-8,6. Подготовку моделей пласта и жидкостей к экспериментам в соответствии с СТП 0148070-013-91 "Методика проведения лабораторных исследований по вытеснению нефти реагентами".
Составы для экспериментов готовят следующим образом.
Например, 10 г карбоната натрия растворяют в 87 мл воды, затем добавляют 3 г метилсиликоната натрия (ГКЖ-11) и перемешивают. Получают раствор, содержащий 10% карбоната натрия, 3% метилсиликоната натрия и 87% воды. Далее состав используют в примерах 1 и 2 (опыт 3). Подобным образом готовят составы для других примеров.
Пример 1. Испытание осадкообразующих свойств нового состава и состава по прототипу.
Испытания проводят следующим образом: 25 мл исследуемого состава помещают в мерный цилиндр объемом 50 мл и приливают к нему 25 мл 20%-ного раствора хлорида кальция, смесь растворов перемешивают и помещают в термошкаф с температурой 70oC. После термостатирования в течение 24 ч замеряют объем образовавшегося осадка. Результаты испытаний представлены в табл. 1. Опыты 1 и 8 соответствуют запредельным значениями компонентов предлагаемого состава. Опыт 9 проведен с составом по прототипу.
Пример 2. Определение эффективности перераспределения фильтрационных потоков и коэффициента нефтевытеснения с помощью нового состава и состава по прототипу.
Модель пласта насыщают водой с общей минерализацией 18 г/л и содержанием CaCl2 4 г/л, а затем нефтью того или иного месторождения. Далее колонки термостатируют при пластовой температуре и вытесняют нефть минерализованной водой до 100% -ного обводнения извлекаемой жидкости. По окончании измеряют соотношение скоростей фильтрации жидкости через пропластки. Затем в модель последовательно порциями закачивают 20%-ный раствор CaCl2 общим объемом 10% V пор и исследуемый или известный составы общим объемом 10% V пор. Далее закачивают минерализованную воду до прекращения выделения нефти. Вновь замеряют соотношение скорости фильтрации жидкости через пропластки и рассчитывают прирост коэффициента нефтевытеснения.
Результаты опытов представлены в табл. 2. Опыты 1 и 8 соответствуют запредельным соотношением компонентов в предлагаемом составе. Опыт 9 проведен с составом по прототипу.
В табл. 1 и 2 опыты 1 и 8 соответствуют запредельным соотношениям компонентов в новом составе, когда его эффективность недостаточна. Опыты 2 и 7 соответствуют граничным значениям концентрацией компонентов, при которых состав целесообразно использовать. Граничные значения определены с учетом следующего: при концентрации карбоната натрия меньше 5% доля кристаллической части осадка мала, что делает его достаточно подвижным и не способствует эффективному снижению проницаемости пор и трещин. Верхняя граница 21 мас. определена растворимостью натрия при обычной температуре.
Содержание соединения кремния в составе выбрано с учетом следующих требований: минимальное количество соединения должно обеспечивать увеличение объема осадка и/или снижение его подвижности (Cmin=0,1 мас.), а максимальное не должно приводить к полной потере текучести осадка в сочетании с образованием его во всем объеме (опыт 8, табл. 1 и 2). В таком случае происходит блокирование высокопроницаемого интервала и отключение его от процесса разработки. Оптимальным следует считать то воздействие состава на модель пласта (пласт), когда скорости фильтрации по пропласткам становятся близки друг к другу и достигается высокий прирост коэффициентов нефтевытеснений (опыты 2-7, табл.2).
Следует отметить, что использование соединения кремния, в частности силиката и гексафторсиликата натрия, для ограничения притока пластовых вод известно. Однако в чистом виде эти соединения образуют осадок, легко размываемый водой и, соответственно, не пригодный для блокирования больших пор и трещин.
На практике состав используют следующим образом.
По данным геолого-физических исследований определяют степень неоднородности пласта в интервале перфорации скважины. Далее, с учетом этого, а также необходимости проникновения состава на глубину 5-10 м от ПЗМ и приемистости скважины, рассчитывают объем состава и концентрацию компонентов. Компоненты состава добавляют в техническую воду (в ряде случаев возможно использование подтоварной или минерализованной воды) и перемешивают. Затем состав порциями, чередуя с раствором хлорида кальция, закачивают в скважину и далее продолжают заводнение.
Использование предполагаемого состава позволяет добиться эффективного ограничения притока пластовых вод путем частичной блокировки водопромытых интервалов и подключения к процессу фильтрации застойных и слабодренируемых зон пласта.
Формула изобретения: 1. Состав для ограничения притока пластовых вод, включающий карбонат натрия и воду, отличающийся тем, что состав дополнительно содержит растворенное или диспергированное в воде соединение кремния при следующем соотношении компонентов, мас.
Карбонат натрия 5 21
Соединения кремния 0,1 5
Вода Остальное
2. Состав по п.1, отличающийся тем, что в качестве указанных соединений кремния берут силикат натрия, этил или метилсиликонат натрия, гексафторсиликат натрия, этилсиликат или силиконовую эмульсию.