СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ОБВОДНЕННЫХ НЕФТЯНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ Российский патент 2007 года по МПК C09K8/504 

Описание патента на изобретение RU2307146C2

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к ограничению водопритоков в добывающих скважинах, и может быть использовано для выравнивания профилей приемистости и изоляции промытых зон нагнетательных скважин.

Известен способ ограничения водопритоков в скважину путем закачки смеси 1-3%-ного раствора соляной кислоты с 1-5%-ным раствором силиката натрия (см. Патент РФ №2160832, МКИ Е21В 43/32, публ. 2000 г.).

Недостатком известного способа является его низкая технологическая эффективность, связанная с низкими структурно-механическими свойствами образующегося в пласте геля.

Известен способ изоляции водопритоков в скважину, включающий предварительную очистку призабойной зоны скважины и закачку водоизолирующего состава - смеси водных растворов силиката натрия и соляной кислоты с добавкой древесной муки в количестве 0,1-2,0%, предварительно обработанной щелочным раствором (см. Патент РФ №2158350, МКИ Е21В 33/138, публ. 2000 г.).

Известный способ недостаточно технологичен из-за необходимости проведения нескольких операций по обработке скважины.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является способ разработки обводненной залежи жидких или газообразных углеводородов, включающий закачку через эксплуатационные или нагнетательные скважины в обводненные интервалы изоляционной композиции, состоящей из водных растворов силиката натрия и соляной кислоты (см. Патент РФ №2201500, МКИ Е21В 43/22, публ. 2003 г.).

Данный способ основан на совместно-раздельной закачке используемых реагентов, в результате чего не обеспечивается достаточного перемешивания компонентов состава в объеме, что приводит к невозможности регулирования времени гелеобразования, а отсутствие наполнителя делает невозможным использование способа в высокопроницаемых и трещиноватых пластах.

Технической задачей, на решение которой направлено изобретение, является создание состава с заданными свойствами для изоляции обводненных нефтянных коллекторов с различной проницаемостью.

Поставленная задача решается так, что состав для изоляции обводненных нефтяных коллекторов, включающий силикат натрия, соляную кислоту, воду, дополнительно содержит наполнитель - карбосил или фосфогипс, или смесь фосфогипса и древесной муки при их соотношении 1:2-2:1 соответственно, при следующем содержании компонентов, мас.%:

силикат натрия2,0-18,0соляная кислота2,0-18,0карбосил или фосфогипс,или смесь фосфогипсаи древесной муки0,25-7,0водаостальное

Для приготовления состава используют:

- силикат натрия по ГОСТ 13078-81 с изменениями №1 и №2;

- соляную кислоту по ТУ 2122-131-05807960-97 или ТУ 2122-205-00203312-2000 или ТУ 2458-017-12966038-2002 или ТУ 2458-264-05765670-99;

- древесную муку по ГОСТ 16361-87 марок Т или 180;

- фосфогипс, являющийся отходом производства фосфорной кислоты, по ТУ 2192-93-0200-00203683-95 с изменением №1.

Карбосил представляет собой тонкодисперсный порошок природного материала шунгит, состоящий из кристаллических частиц силикатов, равномерно распределенных в аморфной углеродной матрице. Карбосил используют по ТУ 2169-160-1098286-2003.

Состав для изоляции обводненных нефтяных коллекторов готовят непосредственно перед закачкой в пласт. В результате смешения компонентов образуется гель кремневой кислоты. Добавка в состав наполнителя приводит к лучшему структурированию геля. Предварительное приготовление состава с использованием компонентов в заявленных количествах позволяет регулировать время гелеобразования в пластовых условиях и использовать состав как для низкопроницаемых, так и для высокопроницаемых коллекторов.

Обработку нефтяного коллектора осуществляют следующим образом.

На устье скважины доставляют расчетное количество реагентов: соляную кислоту и жидкое стекло в автоцистернах, наполнитель в мешках. В емкости смешения объемом 3-10 м3 готовят состав путем перемешивания. Из емкости смешения готовый состав с помощью насосного агрегата закачивают в скважину и продавливают в пласт водой в объеме, равном объему насосно-компрессорных труб, и плюс 10 м3.

Закачку состава осуществляют до тех пор, пока в скважину не будет закачен расчетный объем, составляющий от 0.5 м3 до 5 м3 состава на 1 метр эффективной перфорации или до снижения приемистости скважины более чем на 20-50% от начальной приемистости скважины.

В зависимости от типа коллектора выбирают вид наполнителя. Для коллекторов порового типа с проницаемостью от 0,05 до 1,3 мкм2 выбирают карбосил, для коллекторов с проницаемостью от 0,9 мкм2 и выше выбирают фосфогипс, а для трещиноватых коллекторов с проницаемостью от 0,9 мкм2 выбирают смесь фосфогипса и древесной муки.

Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый результат, а именно создать экологически чистый и дешевый состав для изоляции обводненных нефтяных коллекторов.

Для доказательства соответствия заявленного изобретения критерию "промышленная применимость" приводим конкретные примеры определения эффективности заявленного изобретения.

Исследования проводили в лабораторных условиях на моделях нефтяного коллектора. Модель представляет собой металлическую трубку длиной 1 м и диаметром 0,033 м, заполненную дезинтегрированным кварцевым песком с содержанием 10% СаСО3. Кварцевый песок, которым набивают модель, выбирают так, чтобы смоделировать пласты с разной неоднородностью по проницаемости.

Затем модель насыщают слабоминерализованной водой и определяют проницаемость по воде. После этого модель насыщают нефтью и проводят вытеснение нефти водой практически до полной обводненности продукции из модели. Затем в модель пласта вводят заявленный состав, продавливают пластовой водой, оставляют на реагирование в течение 24 часов и определяют давление срыва и конечную проницаемость.

Пример 1 (заявляемый состав).

В модель закачивают состав, приготовленный путем смешения 2.0 г силиката натрия, 2,0 г соляной кислоты, 0,25 г карбосила и 95,75 г воды в количестве 0,5 объема пор модели. Проницаемость модели уменьшилась в 11 раз, а давление срыва составляет 17 атм/м (см. таблицу, пример 1).

Примеры 2-14 проводят аналогично примеру 1, закачивая состав, приготовленный из заявляемых количеств реагентов и используя различные виды наполнителей.

Пример 15 (известный состав).

В модель закачивают композицию, состоящую из 5,0 г силиката натрия, 5,0 г соляной кислоты и 90,0 г воды в количестве 0,5 объема пор модели. Проницаемость модели уменьшилась в 3,2 раза, а давление срыва составляет 1 атм/м (см. таблицу, пример 15).

Как видно из данных таблицы, подбор концентраций используемых реагентов и вида наполнителя позволяет использовать заявляемый состав как для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, так и для изоляции водопритока в добывающих скважинах в коллекторах разного типа.

Таблица.№ п/пСодержание компонентов состава, мас.%Характеристики моделиРезультаты испытаний на моделиСиликат натрияСоляная кислотаНаполнительВодаПористость, %Объем пор модели, см3Объем закачиваемого состава, доли VпорНачальная проницаемость kнач. мДКонечная проницаемость kкон. мДИзменение проницаемости модели kнач/kкон, раз.Давление прорыва модели, атм/метрНаполнитель - карбосил12,02,00,2595,7526,773,10,599587111722,02,07,089,027,274,50,51260102121535,85,81,387,127,575,290,51038195531418,018,00,2563,7526,973,30,51123176663Наполнитель - фосфогипс52,02,00,2595,7526,472,30,5905811126б2,02,07,089,026,372,10,5874412133718,018,00,2563,7528,477,90,53630361046585,85,80,2588,1527,374,80,593121444695,85,87,081,427,275,30,529832511972Наполнитель - смесь фосфогипса и древесной муки в соотношении 1:2102,02,00,2595,7527,073,40,5993192531118,018,07,057,026,773,20,51010103109125,85,87,081,427,274,50,51948116176Наполнитель - смесь фосфогипса и древесной муки в соотношении 2:1132,02,00,2595,7528,677,10,52011316559145,85,87,081,427,073,40,51876218967Прототип 155,05,0-90,026,973,30,515004803,21,0

Похожие патенты RU2307146C2

название год авторы номер документа
Состав для изоляции водопритока в скважину 2019
  • Жиркеев Александр Сергеевич
  • Сахапова Альфия Камилевна
  • Фаттахов Ирик Галиханович
RU2713063C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 2001
  • Крючков В.И.
  • Насибуллин А.А.
RU2210665C2
Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины 2016
  • Бурханов Рамис Нурутдинович
  • Максютин Александр Валерьевич
RU2661973C2
СПОСОБ СЕЛЕКТИВНОЙ ИЗОЛЯЦИИ ОБВОДНЕННЫХ ИНТЕРВАЛОВ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА 2013
  • Дурягин Виктор Николаевич
  • Стрижнев Кирилл Владимирович
  • Ефимов Петр Леонидович
  • Шагиахметов Артем Маратович
RU2536529C1
СПОСОБ ПРОВЕДЕНИЯ РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ В УСЛОВИЯХ БОЛЬШИХ ПОГЛОЩЕНИЙ 2009
  • Кадыров Рамзис Рахимович
  • Хасанова Дильбархон Келамединовна
  • Жиркеев Александр Сергеевич
  • Сахапова Альфия Камилевна
  • Губеева Галия Исхаковна
  • Крючков Руслан Владимирович
RU2405926C1
Способ изоляции обводненных нефтяных коллекторов 2002
  • Крючков В.И.
  • Романов Г.В.
  • Тахаутдинов Ш.Ф.
  • Хисамов Р.С.
  • Нафиков А.З.
  • Файзуллин И.Н.
  • Паракин О.В.
  • Надыршина Р.Н.
  • Губеева Г.И.
RU2224101C2
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 1998
  • Тахаутдинов Ш.Ф.
  • Гатиятуллин Н.С.
  • Бареев И.А.
  • Головко С.Н.
  • Захарченко Т.А.
  • Залалиев М.И.
  • Тарасов Е.А.
  • Войтович С.Е.
RU2157451C2
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКОВ В СКВАЖИНУ 1999
  • Старшов М.И.
  • Ситников Н.Н.
  • Салихов И.М.
  • Салихов М.М.
  • Шакиров А.Н.
  • Жеглов М.А.
  • Малыхин В.И.
  • Фахруллин В.И.
RU2158350C1
СПОСОБ ЛИКВИДАЦИИ ЗОН ПОГЛОЩЕНИЯ В СКВАЖИНЕ 2010
  • Кадыров Рамзис Рахимович
  • Сахапова Альфия Камилевна
  • Жиркеев Александр Сергеевич
  • Хасанова Дильбархон Келамединовна
  • Акуляшин Владимир Михайлович
RU2405927C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ПОСЛОЙНО-НЕОДНОРОДНЫХ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 1998
RU2128768C1

Реферат патента 2007 года СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ОБВОДНЕННЫХ НЕФТЯНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к ограничению водопритоков в добывающих скважинах, и может быть использовано для выравнивания профилей приемистости и изоляции промытых зон нагнетательных скважин. Состав для изоляции обводненных нефтяных коллекторов, включающий силикат натрия, соляную кислоту и воду, дополнительно содержит наполнитель - карбосил или фосфогипс, или смесь фосфогипса и древесной муки при их соотношении 1:2-2:1 при следующем соотношении компонентов, мас.%: силикат натрия 2,0-18,0, соляная кислота 2,0-18,0, карбосил или фосфогипс, или смесь фосфогипса и древесной муки при их соотношении 1:1-2:1 0,25-7,0, вода остальное. Технический результат - получение состава, который можно использовать как для изоляции водопритоков, так и для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин. 1 табл.

Формула изобретения RU 2 307 146 C2

Состав для изоляции обводненных нефтяных коллекторов, включающий силикат натрия, соляную кислоту и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит наполнитель - карбосил или фосфогипс, или смесь фосфогипса и древесной муки при их соотношении 1:2-2:1 при следующем соотношении компонентов, мас.%:

силикат натрия2,0-18,0соляная кислота2,0-18,0указанный наполнитель0,25-7,0водаостальное

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2007 года RU2307146C2

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ОБВОДНЕННОЙ ЗАЛЕЖИ ЖИДКИХ ИЛИ ГАЗООБРАЗНЫХ УГЛЕВОДОРОДОВ 2001
  • Букаринов Ю.Н.
  • Козубовский А.Г.
  • Карандаев А.А.
  • Ржавин М.В.
RU2201500C2
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКОВ В СКВАЖИНУ 1999
  • Старшов М.И.
  • Ситников Н.Н.
  • Салихов И.М.
  • Салихов М.М.
  • Шакиров А.Н.
  • Жеглов М.А.
  • Малыхин В.И.
  • Фахруллин В.И.
RU2158350C1
СОСТАВ ДЛЯ БЛОКИРОВАНИЯ ВОДОНОСНЫХ ПЛАСТОВ 1995
  • Айдуганов В.М.
  • Старшов М.И.
RU2102593C1
СПОСОБ ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКОВ В СКВАЖИНУ 2000
  • Доброскок Б.Е.
  • Кубарева Н.Н.
  • Мусабиров Р.Х.
  • Каюмов М.Ш.
  • Кандаурова Г.Ф.
  • Ганеева З.М.
  • Абросимова Н.Н.
RU2160832C1

RU 2 307 146 C2

Авторы

Маргулис Борис Яковлевич

Лукьянов Олег Владимирович

Романов Геннадий Васильевич

Лебедев Николай Алексеевич

Крючков Владимир Иванович

Залалиев Марат Исламович

Губеева Галия Исхаковна

Григорьева Надежда Петровна

Бубнов Александр Викторович

Смирнов Александр Сергеевич

Даты

2007-09-27Публикация

2005-11-22Подача