Forbidden

You don't have permission to access /zzz_siteguard.php on this server.

СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКА В НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЕ - Патент РФ 2186939
Главная страница  |  Описание сайта  |  Контакты
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКА В НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЕ
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКА В НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЕ

СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКА В НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЕ

Патент Российской Федерации
Суть изобретения: Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, к способу ограничения водопритока в нефтяной скважине путем создания водоизолирующих экранов в высокопроницаемых водонасыщенных интервалах карбонатного пласта. В способе изоляции водопритока в нефтяной скважине путем закачивания в пласт водного раствора полиакриламида со сшивающим агентом - солью трехвалентного хрома предварительно перед закачкой раствора полиакриламида со сшивающим агентом - солью трехвалентного хрома в пласт вводят жидкий углеводород, а после - глинистую суспензию, а затем раствор полиакриламида с солью трехвалентного хрома. Технический результат - изоляция высокопроницаемых водонасыщенных интервалов карбонатного пласта при обеспечении длительности эффекта изоляции. 1 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: 2186939
Класс(ы) патента: E21B33/138, E21B43/32
Номер заявки: 2000119843/03
Дата подачи заявки: 24.07.2000
Дата публикации: 10.08.2002
Заявитель(и): Насибуллин Илгиз Мингарифович
Автор(ы): Насибуллин И.М.; Юнусов Ш.М.; Касимов Р.С.
Патентообладатель(и): Насибуллин Илгиз Мингарифович
Описание изобретения: Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способу ограничения водопритока в нефтяной скважине путем создания водоизолирующих экранов, в частности, в высокопроницаемых водонасыщенных интервалах карбонатного пласта.
Известен способ изоляции водопритока в нефтяной скважине путем одновременной закачки в пласт водных растворов полиакриламида и бихромата калия с лигнином (см. патент РФ 2004772, Е 21 В 33/128, 1993).
Наиболее близким по технической сущности является способ изоляции водопритока в нефтяной скважине путем закачки в пласт водного раствора полиакриламида со сшивающим агентом - солью трехвалентного хрома. (см. авторское свидетельство 1627678 А1, Е 21 В 33/138, опубл. 15.02.1991).
Задачей изобретения является расширение арсенала эффективных средств изоляции водопритока в нефтяной скважине, в частности изоляции высокопроницаемых водонасыщенных интервалов карбонатного пласта.
Техническая задача решается способом изоляции водопритока в нефтяной скважине путем закачки в пласт водного раствора полиакриламида со сшивающим агентом - солью трехвалентного хрома, предварительно перед закачкой раствора полиакриламида со сшивающим агентом - солью трехвалентного хрома в пласт вводят жидкий углеводород, а после глинистую суспензию, а затем раствор полиакриламида с солью трехвалентного хрома.
Решение технической задачи позволяет расширить арсенал эффективных средств изоляции водопритока в скважине, в частности, при изоляции высокопроницаемых водонасыщенных интервалов карбонатного пласта при обеспечении длительности эффекта изоляции.
Вещества, используемые в способе:
- ацетат хрома представляет собой зеленый кристаллический порошок или блестящие кусочки темно-зеленого цвета, растворимые в воде и минеральных кислотах, ТУ 6-09-5380-88;
- бихромат калия выпускают по ГОСТ 4220-75;
- полиакриламид, вещество белого цвета марки, например, alcotorol S-622 РДА-1020 и др.;
- глинистую суспензию готовят с использованием глинопорошка по ТУ 39-08-058, 81, ОСТ 39-202-86;
- жидкий углеводород, в качестве которого используют, например, керосин, солярку.
Данное изобретение иллюстрируют следующие примеры конкретного выполнения. Способ осуществляется в промышленных условиях на ромашкинском месторождении нефти при наличии высокопроницаемых водонасыщенных интервалов карбонатного пласта, температура пласта составляет 20-25oС.
Пример 1.
Для осуществления способа изоляции водопритока в нефтяной скважине предварительно определяют толщину, проницаемость, приемистость пласта:
толщина 6,2;
проницаемость 0,70/0,30 мкм2;
приемистость 300 м3/сут.
В пласт через нефтяную скважину закачивают 10 м3 жидкого углеводорода - солярки, затем водный раствор полиакриламида 0,2%-ной концентрации совместно с раствором соли трехвалентного хрома - бихроматом калия 0,15%-ной концентрации (растворы берут в равных объемах) в количестве 80 м3, а затем закачивают 100 м3 глинистой суспензии 0,7%-ной концентрации, затем водный раствор полиакриламида 0,2%-ной концентрации совместно с раствором соли трехвалентного хрома - бихроматом калия 0,15%-ной концентрации (растворы берут в равных объемах) 80 3, причем после каждого введения полиакриламида с бихроматом калия и после введения в пласт глинистой суспензии вводят буферную водную подушку в количестве 10 м3. Объем закачиваемой оторочки составляет 300 м3. Закрывают скважину и выдерживают 72 часа.
Пример 2.
Для осуществления способа изоляции водопритока в нефтяной скважине предварительно определяют толщину, проницаемость, приемистость пласта:
толщина 6,8 м;
проницаемость 0,90/0,30 мкм2;
приемистость 355 м3/сут.
В пласт через нефтяную скважину закачивают 10 м3 жидкого углеводорода - солярки, затем водный раствор полиакриламида 0,125%-ной концентрации совместно с раствором соли трехвалентного хрома - ацетатом хрома 0,17%-ной концентрации (растворы берут в равных объемах) 100 м3, а затем закачивают 100 м3 глинистой суспензии 0,8%-ной концентрации, затем водный раствор полиакриламида 0,125%-ной концентрации совместно с раствором соли трехвалентного хрома - ацетатом хрома 0,17%-ной концентрации (растворы берут в равных объемах) 100 м3, причем после каждого введения полиакриламида с ацетатом хрома и после введения в пласт глинистой суспензии вводят буферную водную подушку в количестве 10 м3.
Объем закачиваемой оторочки составляет 300 м3.
Закрывают скважину и выдерживают 72 часа.
В зависимости от толщины, неоднородности пласта по проницаемости, от нефтенасыщенности пласта выбирают один из вариантов способа изоляции водопритока в нефтяной скважине, которой экономически наиболее целесообразен. Так, например, при малой проницаемости и высоком устьевом давлении используют способ по первому варианту. При высокой проницаемости и низком устьевом давлении используют второй вариант способа. Данные по примерам сведены в таблицу. Способ обеспечивает глубокую изоляцию пласта за счет длительного времени гелеобразования.
Таким образом, заявляемый способ расширяет арсенал эффективных средств изоляции водопритока в нефтяной скважине, в частности, при наличии высокопроницаемых водонасыщенных интервалов карбонатного пласта, обеспечивая высокий уровень дополнительной добычи нефти в течение длительного срока (1-3 года)у
Формула изобретения: Способ изоляции водопритока в нефтяной скважине путем закачки в пласт водного раствора полиакриламида со сшивающим агентом - солью трехвалентного хрома, отличающийся тем, что предварительно перед закачкой раствора полиакриламида со сшивающим агентом - солью трехвалентного хрома в пласт вводят жидкий углеводород, а после - глинистую суспензию, а затем раствор полиакриламида с солью трехвалентного хрома.