Способ селективного тампонирования обводненных зон пласта
1. СПОСОБ СЕЛЕКТИВНОГО ТАМПОНИРОВАНИЯ ОБВОДНЕННЫХ ЗОН ПЛАСТА , заключающийся в закачке в пласт водного раствора соли щелочного металла , например карбоната натрия, и последующем нагнетании жидкого стекла , о т л и ч а ю щи и с я тем, что, с цепью предотвращения снижения проницаемости нефтенасыщенной части пласта и повышения эффективности закупорки водонасьпценньпс каналов, перед закачкой в пласт жидкого стекла снижают его кремнеземистый модуль до величины 0,3-1,8 и его определяют по формуле mf 5,66 К ° , где 1,5 К чех К 6, К,,,(т,„-0-Ип,,,-ь1 К -концентрация исходного жидисд кого стекла, мае,7, (принимается от 1,5 до 46 мас.% в зависимости от проницаемости пласта); -кремнеземистый модуль исm иск ходного жидкого стекла. 2. Способ ПОП.1, отличающийся тем, что, с цельк использования товарного жидкого стекла , кремнеземистый модуль снижают путем смешения жидкого стекла с ед (Л ким натром, количество которого определяют по формуле -+7,6-10%К
СОЮЗ СОВЕТСНИХ
СОЦИАЛИСТИЧЕСНИХ
РЕСПУБЛИН
t!9) (1l) 4(51) Е 21 В 43/32
ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ; н двтоесномм свидетельству где
Кuc1 ш «с»
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НОМИТЕТ СССР
ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТНРЫТИЙ (21) 3641221/22-03 (22) 12 ° 09 ° 83 (46) О?.05.85. Бюл. И 17 (72) А.И. Комисаров и А.A. Соколов (71) Северо-Кавказский государс1венный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промьппленности (53) 622.245.43(088.8) .(56) 1. Газизов А.Ш. и Маслов И.И.
Селективная изоляция притока пластовых вод в нефтяных скважинах. ТНТО, ВНИИОЭНГ. М., 1977, с. 5.
2. Авторское свидетельство СССР
N 905440, кл. Е 21 В 43/32, 1980. (54)(57) 1. СПОСОБ СЕЛЕКТИВНОГО
ТАМПОНИРОВАНИЯ ОБВОДНЕННЫХ ЗОН ПЛАСТА, заключающийся в закачке в пласт водногб раствора соли щелочного металла, например карбоната натрия, и последующем нагнетании жидкого стекла, отличающийся тем, что, с целью предотвращения сн акения проницаемости нефтенасыщенной части пласта и повьппения эффективности закупорки водонасыщенных каналов, перед закачкой в пласт жидкого стекла снижают его кремнеземистый,модуль до величины 0,3-1,8 и его определяют по. формуле
ln= 5,66 К
К„ „ — концентрация исходного жидкого стекла, мас.7. (принимается от 1,5 до 46 мас.7 в зависимости от проницаемости пласта);
m „ — кремнеземистый модуль ис" ходного жидкого стекла.
2 ° Способ по п.1, о т л и ч а ю— шийся тем, что, с целью использования товарного жидкого стекла, кремнеземистый модуль снижают путем смешения жидкого стекла с едким натром, количество которого определяют по формуле где q — количество едкого натра, неон добавляемого к исходному жидкому стеклу, г, 6,45 10 1«см.K » (m -2) нООН m . +1
«с»
q количество исходного жид»с» кого стекла, г;
+ с с1 «с» «1«а Ьн
» 544S8 2 модуль в пределах 2,0-3,5. При таком значении модуля при высоких.температу-. рах происходит медленная коагуляция жидкого стекла под действием солей одновалентных металлов, содержащихся в пластовой воде и в продуктах реакции карбоната натрия с пластовой водой.
Цель изобретения — предотвращение снижения проницаемости нефтенасыщенной части пласта и повышение эффективности закупорки водонасьш енных каналов.
Поставленная цель достигается тем, что согласно способу селективного тампонирования обводненных зон пласта, заключающемуся в закачке в пласт водного раствора соли щелочного металла, например карбоната натрия, и последующем нагнетании жидкого стекла, перед закачкой в пласт жидкого стекла снижают его кремнеземистый модуль до величины 0,3-1,8 и определяют его по формуле
m=5 66 К где
3Ф
f к4 Ч иск Ч йаОн
Изобретение относится к нефтегазодобыче, в частности к изоляции водопритоков в нефтяные, газовые и гаэоконденсагные скважины.
Известны способы селективной изоляции водопритоков путем закачки в пласт пресной воды и последующего нагнетания в него тампонирующего материала (гипана, полиакриламида, латекса, мылонафта и др.). Там- 10 понирующее действие этих материалов заключается в образовании нерастворимых осадков и гелей в водонасыщенной части пласта эа счет взаимодействия с солями пластовой воды Я . 15
Однако эти изолирующие материалы не применимы для селективной изоляции пластовой воды в условиях пластовых температур вьппе 60 С вследствие нх низкой термостойкости. 20
Известен способ селективного тампонирования обводненных зон пласта, заключающийся в закачке в пласт водного раствора соли щелочногo металла, например карбоната натрия, 25 и последующем нагнетании жидкого стекла (2) .
Водный раствор Na СО,, образуя с ионами кальция и магния нерастворимые в воде соединения СаСО, и 30
MgC0,, выводит их из состава остаточной пластовой воды. В результате химический состав пластовой воды в зоне закачки жидкого стекла изменяется и представляет из себя продукты реакции компонентов пластовой воды с Ха СО, — хлориды, сульфаты и бикарбонаты щелочных металлов, не приводящие к мгновенной коагуляции жидкого стекла. После закачки в пласт жидкое стекло коагулирует в обводненной зоне вследствие диффузии ионов кальция и магния иэ окружающей пластовой воды и таким образом закупоривает обводненные зоны пласта.
В нефтенасыщенной зоне коагуляции жидкого стекла за счет взаимодействия с ионами кальция и магния не происходит, так как в этой зоне практически отсутствует источниких поступления .
Основным недостатком известного способа является снижение проницаемости нефтенасыщенных зон пласта в процессе выдержки жидкого стекла в условиях высоких пластовых темпе ат р ур
Товарное жидкое стекло, выпускае,мое промышленностью, и его разбавлен.ные растворы имеют кремнеземистый
К„„ — концентрация исходного жидкого стекла, мас.7 (принимается от 1,5 до 46 мас.Ж, в зависимости от проницаемости пласта); т„„„ — кремнеземистый модуль исходного жидкого стекла.
При использовании товарного жидкого стекла кремнеземистый модуль снижают путем смешения жидкого стекла с едким натром, количество которого определяют по формуле где окадц — количество едкого натра, добавляемое к исходному жидкому стеклу, r
6э45 10 Ч ек Киск (щаск 2)
ЧмаОИ
Ф ширк +1 — количество исходного жидкого стекла, г;
11544
15
Таблица 1
Смесь
Исходные компоненты
Жидкое стекло
Na0H, добавленный к
100 r жидкого стекла, кг
Кремнез емистый модуль онцеитрация, мас.7
2,00
52 9
1,00
47,9
20,6
0,60
57,5
2,00
47,9
48,0
47,9
61,2
2,00
82,3
0,40
2,00
47,9
97,0
61,5
0,35
47,9
2,00
0,30
63,8
40,0
45,5
2,00
1,00
17,2
Способ реализуется при помощи следующих последовательных операций: приготовление водного раствора карбоната натрия концентрацией
4-30 г/л;
5. снижение кремнеземистого модуля жидкого стекла до 0,3-1,8 путем до" бавления в него едкого натра; приготовление жидкого стекла концентрацией 4,6-46 мас.Х, путем добавления к нему пресной воды; закачка водного раствора .<арбоната натрия в пласт и выдержка его в пласте в течение 0,5 ч; закачка жидкого стекла в пласт и выдержка его в пласте в течение
24 ч; освоение скважины и запуск ее в работу.
Для проведения исследования предлагаемого способа приготовили смеси, представленные в табл. 1.
Исследования влияния приготовленных смесей на проницаемость нефтенасыщенной эоны, через которую прошел водный .раствор карбоната натрия, проведены при 120 С и давлении о
30 MIla по следующей ме одике. B поровую модель пласта, насыщенную продуктами реакции пластовой воды с
Na СО (табл. 2), задавливали при30 готовленные смеси, модель пласта выдерживали 16 ч при 120 С и давлении о
30 ИПа. Прокачкой керосином опредеремнеземис- Концентрация, ый модуль мас.X лялась проницаемость модели пласта до и после воздействия на нее приготовленных смесей. Результаты представлены в табл. 3, в которой, кроме того, представлены и результаты исследований взаимодействия приготовленных смесей с пластовой водой.
При рассмотрении групп смесей
1 — 5, 6-10, 11-16, 17-20, 21-23, 2426, 27-29, представленных в табл. I и результатов исследования этих же групп смесей, представленных в табл.3 следует, что в каждой группе смесей с уменьшением модуля (увеличением количества NaOH, добавляемого к жидкому стеклу) кратность снижения проницаемости модели нефтенасыщенной части пласта снижается, принимая значения 1,0 (отсутствие снижение проницаемости) для смесей 5, 10, 16, 20, 23, 26, 29, а количество осадка повышается, принимая максимальные значения для тех же смесей 5, 10, 16, 20, 23, 26, 29. Количество осадка, образующегося при взаимодействии этих смесей с пластовой водой, в среднем в 2,5 раза превосходит количество осадка, .получающегося при взаимодействии товарного жидкого стекла и
его водных растворов пониженной конI цснтрации с той же пластовой водой.
Смеси 5, 10, 16, 20, 23, 26, 29 ! принимаются эа оптимальные.
Полученное жидкое стекло
1154438
Продолжение табл.1
Полученное жидкое стекло
Исходные компоненты
Смесь
Жидкое стекло
49,0
0,70
31,9
40,0
2,00
52,7
0 50
51,6
40,0
2,00
2,00
0,40
55,3
68,8
40,0
56,8
0,35
81,0
2,00
2,00
34,4
1 50
4,6
32,4
37,9
1,00
32,4
13,9
2,00
41,7
0,70
25,9
32,4
0,50
45,7
41,8
32,4
2,00
0,45
47,0
48,0
32,4
2,00
48,5
0,4
55,7
32,4
2,00
1,50
21,6
20,0
2,00
1,00
24, 6.
8,6
20,0
27,2
14,3
20,0
2,00
0,60
29,6
20,0
20,0
2,00
1,50
11,0.
1,4
10,0
2,00
2,00
11,7
2,6
1,25
10,0
1,00
12,8
10,0
2,00
5,8
2,00
1,80
6,0
2,00
5,8
0,6
1,60
6,2
2,00
0,8
1,50
6,4
4,6
0,11 1, 90
4,7
4,6
0,15
1,86
4,74
0,22
2,00
4,6
1,80
4,79
23 !
Кремнеземистый модуль
Концентрация, мас.Х
Na0H, добавленный к 100 г жидкого стекла, кг
4,3 !
0,3
Кремнеземистый модуль
Коннентрация, мас.7
1!54438
Т а б л и ц а 2
Содержание солей, г/я
Сас1, 7,28
Пластовая вода
1,61
0,28
65,03
1,58
Продукты реакции пластовой воды с карбонатом натрия
74,68
0,28
1,58
Продолжение таол. 3
1,8
1,3
5 15
1,13
1,0
3,97
3,2
0,221
0,314
2,37
1,8
19
0,197
О, 208
1,75
1,00
0,376
0,382
1,2 .1 э1
33
1,99
1,0
2,1
О 23
1,0
1,55
4,3
1,2
1 э 7
$$
1,12
1,0
1,0
27
0,030
2,4
3,91
О, 206
0,209
11
28
0,032
0,035
1,6
1 О
2,7
Результаты исследований также показывают,. чем выше концентрация исходного жидкого, стекла и его водных И растворов, тем меньшую величину принимает оптимальный кремнеземистый модуль смеси, 0,430
0,220
0,284
0,360
0,409
0,429 г
Таблица 3
iVaC1 NaHC0 К2 $0Ч
О, 238
0,345
0,358
0,373
О, 139.
0,185
0,131
0,152
0,172
0,043
0,049
0,061
Для снижения модуля жидкого стекла возможно применение и едкого калия.
По результатам исследований полу-, чены следующие зависимости оптимального кремнеземистого модуля и коли1154438 10
Са + 2,6255; Mg" 0 4101;
Na .25,6696; К+ 0,7063. Дебит воды — 10 т/сут, дебит нефти—
10 т/сут. При испытании на приемис5 тость установлено, что пласт принимает воду при давлении на устье
12 МПа и расходе.8 л/с.
Планируется снизить проницаемость обводненной зоны пласта на ! в расстоянии 2 м от забоя скважины.
Проводятся расчеты количеств необходимых материалов, Для заданной глубины изоляции притока пластовой воды в пласт не15 обходимо закачать следующее количество жидкого стекла (V ): чества добавляемого к жидкому стеклУ едкого натра от концентрации и кремнеземистого модуля исходного жидкоro стекла, m = 5,66 ° К где m — оптимальный кремнеземистый модуль получаемого жидкого стекла;
15K, m
II Ч (2);
V = 3 14 R h — (1- — )
Жс 100 100
20 где R — глубина изоля ии и итока ц р пластовой воды, м; толщина пласта, м; абсолютная трещинная пористость, 7; остаточная водонасыщенность X.
20 44 щ н 100 100
Ч =3,14 2 10 ° (1 — — -)=
q =q +7 6 10 q К (2-тп) (3) ! -Ф !Лб
На ОН НсвОН где чн !!н — количество едкого натра, !
Но ОН добавляемого к исходному жидкому стеклу, г. — 14 м, Согласно табл. 4 для обработки пласта проницаемостью 270 Мд необходимо применить жидкое стекло концентрацией 12%.
6,45 10 q
ЙаОн юн „+1
Таблица 4 (4), — количество исходного жид40 исх
Проницаемость пласта, Концентрация кого стекла, г; Мд жидкого стекла, мас. Х в 1 Ч Нп оН (5) ф5
Более 1000
40-50
11-15 . 1,5-10
Пример. Промышленное осуществление способа.
Обрабатывается изотропный трещино-поровый пласт толщиной 10 м, абсолютная трещинная .пористость 207., 59 проницаемость 270 Ид, остаточная водонасыщенность 44Х, пластовое давление 30 Mita, пластовая температура 12доС, глубина скважины 3200 м.
Нижняя часть пласта обводнена пластовой водой. Основные компоненты состава пластовой воды, гл/л:
С1 45,2928; 80. 0,8693; НСО, 0,2042;
100- 000
Менее 100
К„„- концентрация исходного жидкого стекла, в мас.7 (принимается от 4,6 до
46 мас.7, в зависимости от проницаемости коллектора);
m > !! - кремнеземистый модуль исходного жидкого стекла.
Среднеквадратичное отклонение фактического кремнеэемистого модуля от рассчитываемого по формуле (1) составляет 0,0001.
В наличии имеется товарное жидкое стекло кремнеземистого модуля 2,8.
Разбавлением водой доведем его концентрацию до необходимой 12 мас.%.
Плотность разбавленного жидкого стекла составит 1, 1 г/см . Вес !4 м раз12
1154438
251 кг.
По формуле (5) 25
ЙаСОъ где С с г са
С г+
ИНИИПК Задаэ2653/30 Тауаа 540 Поднпсаое
Филиал ШШ "Патаат", г.Ужгород, уа.Проектиаа, 4 бавленного жидкого стекла составит
15400 кг.
Вычислим количество едкого натра (с1, „, ), добавляемого к жидкому
МаОЦ стеклу весом q „ =15400 кг, имеющего кремнеэемистый модуль m>,„ =2,8 и концентрацию (К„,п), равную 12 мас.Ж для снижения его модуля до оптимальной величины (ш) в следующей последовательности. 10
П формуле (2) 1,5 ° 12 ° 2,8
6 45, 10 з,12 ° (2 8 2 +2 8+1
15.
13 05 ! По формуле (1) определяем кдемнез емистый модуль m=5, 66 1 3,05 =О, 82.
По формуле (4) 6, 45 ° 10 э ° 15400 ° 1 2 ° (2 8-2) чяаон 2 8 +
15400 + 251 15651 кг.
По формуле (3) <,15
251+7,6 ° 10 15651 13,05 30
"(2-0,82) = 1508 кr.
Добавляет к 15400 кг исходного жидкого стекла 1508 кг едкого натра и перемешиваем жидкое стекло до полного растворения едкого натра.. По-И лучаем жидкое стекло с кремнеземистым модулем 0,82.
Принимаем объем водного раствора карбоната натрия, равным объему жидкого стекла, т.е. 14 м .
Концентрацию карбоната натрия в воде (С 11а о ), г/л, определяем по формуле
< д см ) во
20 12, 15 100-Вп концентрация ионов кальция в остаточной воде, г/л; концентрация ионов маг- у
Ъ ния в остаточной воде, г/л;
В„ — остаточная водонасьпценность, 7..
2,6265 0,4101) 44 йосо 20 12 15 100 44 — 6, 8743 г/л.
Закачиваем в пласт с расходом
:8 л/с при давлении 12 ИПа 14 м водного раствора карбоната натрия концентрацией 6,8743 г/л.
Выдерживаем водный раствор карбоната натрия в пласте 0,5 ч при закрытой скважине.
Закачиваем в пласт в расходом
8 л/с при давлении 12,5 ИПа приготовленное жидкое стекло с кремнеземистым модулем 0,82.
Закрываем скважину и выдерживаем жидкое стекло в пласте 24 ч.
Запускаем скважину в работу.
Замеряем дебит жидкости с определением обводненности продукции. Продолжительность эффекта составила
3 мес при среднем дебите 14 т/сут нефти и 4 м /сут воды. Дополнитель1 ная добыча нефти за этот период сос тавила 364 т и ограничено поступление воды из скважины в количестве
546 т.
Предлагаемый способ основан на применении недорогих недефицитных материалов, выпускаемых промышленностью в больших количествах, прост в осуществлении.
В настоящее время большинство залежей нефти находится на поздней стадии разработки. Остаточная нефть отбирается в основном из продуктивных объемов, обладающих низкой проницаемостью. Проведение работ по селективному ограничению водопритоков существующими методами не позволяет полностью восстановить проницаемость нефтенасыщенных эон пласта. Предлагаемый способ предотвращает снижение проницаемости нефтенасыщенных зон н обеспечивает таким образом получение
350-400 т дополнительной нефти на одну скважино-операцию. Дополнительная добыча нефти составит 7-10 тыс. т в год, годовой экономический эффект составит 160-200 тыс. руб.
