Главная страница  |  Описание сайта  |  Контакты
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ПОСЛОЙНО-НЕОДНОРОДНЫХ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ПОСЛОЙНО-НЕОДНОРОДНЫХ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ПОСЛОЙНО-НЕОДНОРОДНЫХ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Патент Российской Федерации
Суть изобретения: Использование: в нефтедобывающей промышленности при обработке призабойных зон добывающих или нагнетательных скважин в разработке нефтяных месторождений, а также при изоляции заколонных перетоков в скважинах и при ликвидации старых скважин. Обеспечивает изоляцию водопритоков, увеличение добычи нефти и повышение нефтеотдачи пластов. Сущность изобретения: по способу закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины. Отбирают нефть через добывающие скважины. При обводнении добывающих скважин в скважины закачивают изолирующий агент на основе силиката натрия и соляной кислоты следующего состава, мас.% :
Силикат натрия - 0,2 - 10
Концентрированная кислота - 0,2 - 1,0
Полимер - 0,01 - 0,5
Древесная мука - 0,01 - 3,0
Пресная вода - Остальное
Скважину выдерживают в течение суток и запускают в работу. 2 з.п.ф-лы, 2 ил.
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: 2128768
Класс(ы) патента: E21B43/22, E21B33/13
Номер заявки: 98114921/03
Дата подачи заявки: 13.08.1998
Дата публикации: 10.04.1999
Заявитель(и): О.Р.С. Ойл Рекавери Сервисез Лимитед (CY); Горбунов Андрей Тимофеевич (RU)
Патентообладатель(и): О.Р.С. Ойл Рекавери Сервисез Лимитед (CY); Горбунов Андрей Тимофеевич (RU)
Описание изобретения: Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при обработке призабойных зон добывающих или нагнетающих скважин во время разработки месторождений, а также при изоляции заколонных перетоков и при ликвидации старых скважин.
Наиболее близким аналогом изобретения является способ разработки послойно-неоднородных нефтяных месторождений, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины, закачку изолирующего агента в скважины, при обводнении добывающих скважин, на основе силиката натрия и кислоты, выдержку скважин в течение суток и запуск их в работу (патент РФ 2035589, кл. E 21 B 43/20, 20.05.95).
Недостатком известного способа являются низкие эффективность изоляции водопритоков в скважины и нефтеотдача пластов.
Техническим результатом изобретения является повышение эффективности изоляции водопритоков в скважины, увеличение добычи нефти и повышение нефтеотдачи пластов.
Необходимый технический результат достигается тем, что по способу разработки послойно-неоднородных нефтяных месторождений, включающему закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины, закачку изолирующего агента в скважины при обводнении добывающих скважин на основе силиката натрия и кислоты, выдержку скважин в течение суток и запуск их в работу, согласно изобретению в качестве изолирующего агента используют гелевую композицию в следующем составе, мас.%:
Силикат натрия - 0,2 - 10
Концентрированная кислота - 0,2 - 1,0
Полимер - 0,01 - 0,5
Древесная мука - 0,01 - 3,0
Пресная вода - Остальное
при этом изолирующий агент закачивают в нагнетательные или добывающие скважины.
Кроме того, в качестве кислоты применяют соляную кислоту. А также, в качестве полимера применяют полиакриламид.
Сущность изобретения заключается в том, что при взаимодействии силиката натрия с кислыми агентами выделяется кремниевая кислота, образующая золь, переходящий со временем в гель, который может служить изолирующим воду агентом в промытых высокопроницаемых зонах пласта. Время начала гелеобразования и изолирующая способность изолирующего агента силикатного геля определяются его механическими и реологическими свойствами, которые зависят как от состава композиции (природы и концентрации компонентов изолирующего агента), так и от внешних условий (пластовой температуры, температуры на устье скважины, минерализации и состава как пластовой воды, так и воды, на которой готовится раствор, минералогического состава породы коллектора и т.д.).
Для эффективной изоляции высокопроницаемых зон пласта изолирующий агент должен характеризоваться определенными свойствами: однородностью, незначительной вязкостью и оптимальным временем начала гелеобразования, достаточным для осуществления закачки необходимого объема раствора в пласт. Образовавшийся в пласте изолирующий агент должен сохранять стабильность во времени и обладать высокой прочностью, выдерживающей значительный градиент давления. С целью получения таких систем применительно к условиям месторождений был проведен комплекс физико-химических исследований по адаптации базовых гелеобразующих составов.
В технологиях изоляции водопритоков в скважинах применяют базовый изолирующий агент следующего состава, мас.%:
Силикат натрия - 6
Концентрированная соляная кислота - 0,6
Пресная вода - Остальное
Для каждой партии химреагентов, с одной стороны, и для разных температурных условий призабойных зон скважин, а также состава и концентраций пластовых вод, с другой стороны, в лабораторных условиях уточняют состав изолирующего агента, время начала гелеобразования и прочность изолирующего агента.
Для приготовления изолирующего агента в лабораторных условиях были использованы стандартный водный раствор силиката натрия, различные кислотные агенты и пресная вода.
Стандартный водный раствор силиката натрия имеет следующие характеристики:
Концентрация силиката натрия, мас.% (определялась методом выпаривания) - 45,5
Плотность при 25oC, г/см - 1,455
Вязкость при 25oC, мПа · с - 7 - 10
Модуль стекла (определялся титрованием) - 3,16
pH раствора - 9 - 10
В качестве кислых агентов могут быть использованы водные растворы соляной кислоты с концентрацией от 0,3 до 1,0% и пластовые воды различной минерализации и компонентного состава. В основном исследования проводились с композициями, содержащими в своем составе до 6% силиката натрия, это оптимальная концентрация жидкого стекла, при которой достигается относительно высокая прочность силикатного геля при достаточно длительном времени его образования. Исследования проводились при температуре 20 - 90oC.
С целью получения прочного силикатного геля с длительным временем начала гелеобразования проводились исследования по изучению влияния концентрации HCl в гелеобразующем растворе на реологические свойства получаемого геля. На фиг. 1 представлены зависимости прочности (предельного напряжения разрушения) геля и времени его гелеобразования от концентрации соляной кислоты (HCl) в 6%-ном водном растворе силиката натрия при температуре 70oC. Как видно из рисунка, при увеличении содержания кислоты в растворе прочность изолирующего агента увеличивается, а время начала гелеобразования уменьшается, поэтому для получения достаточно прочных гелей с большим временем гелеобразования необходимо выбирать оптимальную концентрацию HCl. При малых концентрациях HCl в растворах изолирующий агент получается рыхлым, неэластичным, теряющим при повышенных температурах и со временем прочность и стабильность.
Нефтяные месторождения характеризуются повышенными пластовыми температурами - более 60oC, поэтому и исследовалось влияние температуры на механические и реологические свойства изолирующего агента. Исследования процесса образования силикатного геля проводились в интервале температур 40 - 80oC. На фиг. 2 представлена зависимость времени начала гелеобразования 6% раствора силиката натрия от концентрации HCl при температурах 40, 50, 60, 70 и 80oC. Как видно из рисунка, с увеличением температуры и концентрации HCl в системе время начала гелеобразования силикатного раствора уменьшается. При этом следует отметить, что при повышенных температурах требуется значительно меньшее количество кислоты для получения гелей, характеризующихся длительным временем загеливания (более 6 часов). Например, для получения силикатного геля через 6 часов после приготовления в изолирующий агент раствор, закачиваемый в пласт с температурой 80oC, необходимо добавлять 0,5% HCl, с температурой 70oC - 0,56% HCl, а с температурой 40oC - 0,74. Таким образом, для получения при повышенных температурах изолирующих агентов с большими временами загеливания необходимо уменьшать концентрацию HCl в системе.
Но при этом снижается прочность изолирующего агента.
Недостатком данного агента является неспособность выдерживать большие градиенты давления (свыше 2 ат/м) при закачке агента и в призабойной зоне.
Прочность изолирующего агента увеличивают за счет добавки в него древесной муки.
Был выполнен комплекс опытов по определению прочности гелевой системы с добавкой древесной муки при концентрациях от 0,1 до 1,0% и более. Опыты показали, что эта добавка древесной муки в изолирующий агент повышает его прочность в 2 - 6 раз в зависимости от проницаемости продуктивного пласта.
Разрушение агента происходит без древесной муки при градиенте давления около 2 ат/м.
С древесной мукой при градиентах давления от 4 до 8 ат/м в зависимости от концентрации древесной муки от 0,2 до 1,0% разрушение геля исключено.
Исследование прочности геля в открытой емкости невозможно, так как древесная мука быстро всплывает. В пористой среде во время проведения опытов древесная мука не успевает всплывать вследствие сопоставимости размеров пор и опилок древесной муки. После "схватывания" геля древесная мука в пористой среде не успевает всплыть и армирует изолирующий агент как железные прутья в железобетоне.
Таким образом, изолирующий агент с древесной мукой при возможных существующих градиентах давления в призабойной зоне надежно может сохраняться многие годы.
Формула изобретения: 1. Способ разработки послойно-неоднородных нефтяных месторождений, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины, закачку изолирующего агента в скважины при обводнении добывающих скважин на основе силиката натрия и кислоты, выдержку скважин в течение суток и запуск их в работу, отличающийся тем, что в качестве изолирующего агента используют гелевую композицию в следующем составе, мас.%:
Силикат натрия - 0,2 - 10
Концентрированная кислота - 0,2 - 1,0
Полимер - 0,01 - 0,5
Древесная мука - 0,01 - 3,0
Пресная вода - Остальное
при этом изолирующий агент закачивают в нагнетательные или добывающие скважины.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве кислоты применяют соляную кислоту.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве полимера применяют полиакриламид.