Состав для изоляции притока воды в добывающие нефтяные скважины

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам, используемым для изоляции притока воды в добывающие нефтяные скважины. Состав для изоляции притока воды в добывающие нефтяные скважины включает амиды жирных кислот и пресную воду. При этом в качестве амидов жирных кислот состав содержит 40-50 мас.% этаноламидов жирных кислот с 12-18 углеродными атомами, в который дополнительно включены 10-20 мас.% вторичных и 10-20 мас.% многоатомных спиртов. Техническим результатом является повышение эффективности проведения водоизоляционных работ в добывающих скважинах за счет использования гомогенного состава селективного действия к водонасыщенным участкам терригенных и карбонатных коллекторов. 1 пр., 1 табл., 4 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам, используемым для изоляции притока воды в добывающие нефтяные скважины.

Известен состав для изоляции притока пластовых вод в скважину и способ его получения (см. а.с. СССР №872734, кл. Е21В 43/32, опубл. Бюл. №38 от 15.10.1981 г.). Состав содержит водный раствор диэтаноламида жирных кислот с 10-16 углеродными атомами и дисперсную фазу - парафин, который в расплавленном виде эмульгируют в нагретом выше температуры плавления парафина водном растворе эмульгатора с последующим естественным охлаждением полученной прямой эмульсии до отвердения дисперсной фазы.

При закачивании в скважину указанного водопарафинового состава пористая среда становится насыщенной не только водой, но и выделившимся парафином, снижающим фазовую проницаемость. Однако при использовании указанного состава для изоляции притока пластовых вод в скважину во время закачки полученной суспензии парафина в пласте будет происходить закупорка призабойной зоны отфильтрованным парафином с последующим образованием корки парафина и ростом давления. В результате из-за недостаточной глубины проникновения парафиновой фазы в призабойную зону не будет достигнута необходимая эффективность работ.

Известен способ ограничения водопритока и водонефтяная эмульсия, используемая в способе (см. а.с. №726305, кл. Е21В 33/138, опубл. Бюл. №13 от 05.04.1980 г.), включающий закачку в пласт гидрофильной водонефтяной эмульсии, содержащей водный раствор диэтаноламида жирных кислот с 10-16 углеродными атомами и дисперсную фазу - нефть.

Недостатком данного способа является обводнение скважин за короткий срок из-за недостаточной вязкости выделившейся при распаде эмульсии нефти.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ ограничения водопритока в эксплуатационные скважины (см. патент RU №2221130, Е21В 33/138, опубл. 10.01.2004 г.), содержащий водный раствор диэтаноламида жирных кислот с 10-16 углеродными атомами и парафин в качестве дисперсной фазы.

Указанный способ можно взять в качестве прототипа.

Недостатком прототипа является низкая селективность и фазовая неустойчивость изолирующего состава, что сказывается в конечном счете на эффективности ограничения водопритока.

Техническим результатом заявленного изобретения является повышение эффективности проведения водоизоляционных работ в добывающих скважинах за счет использования гомогенного состава селективного действия к водонасыщенным участкам терригенных и карбонатных коллекторов.

Поставленный технический результат решается за счет того, что состав включает в себя амиды жирных кислот и пресную воду.

Новым является то, что состав в качестве амидов жирных кислот содержит этаноламиды жирных кислот с 12-18 углеродными атомами, в который дополнительно включены вторичные и многоатомные спирты при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Этаноламиды жирных кислот 40…50.

Вторичный спирт 10…20.

Многоатомные спирты 10…20.

Пресная вода - остальное.

Состав экологически безопасен и может быть приготовлен в виде концентрата и доведен, перед использованием, до товарного вида пресной водой. В качестве сырья для производства могут быть использованы:

Парафины пр-ва ОАО Химпром (г. Волгоград);

Олефины пр-ва ОАО Нижнекамскнефтехим (г. Нижнекамск);

Этаноламины пр-ва ОАО Казаньоргсинтез (г. Казань) или ООО Синтез-ОКА (г. Дзержинск);

Этаноламиды синтетических жирных кислот пр-ва ЗАО НПО «Татхимпродукт» (г. Казань);

Изопропанол пр-ва ОАО «Синтез» (г. Дзержинск);

Изобутанол пр-ва Завод Бутиловых Спиртов ЗАО «Сибур-Химпром» (г. Пермь);

Моно-, ди-, триэтиленгликоли пр-ва ОАО Нижнекамскнефтехим (г. Нижнекамск) или ОАО Казаньоргсинтез (г. Казань).

Механизм селективного действия заявленного состава основан на избирательном образовании закупоривающего изоляционного экрана при контакте с пластовой водой. В нефтенасыщенных интервалах при контакте с нефтью состав не формирует изоляционный материал. Таким образом, композиция сама «находит» в пласте зону притока пластовой воды в скважину и блокирует его.

Эффективность состава достигается избирательной изоляцией обводненных интервалов нефтяного пласта, блокированием водонасыщенных (обводненных, промытых) интервалов пласта и сохранением проницаемости нефтенасыщенных, при закачке реагента по всей толщине перфорированного пласта как в вертикальных, наклонных, так и в скважинах с горизонтальными стволами.

Совокупность отличительных признаков заявленного состава приводит к повышению гидродинамического сопротивления в промытых заводнением зонах пласта и позволяет создавать необходимые депрессии для извлечения нефти из менее проницаемых пропластков.

Для подтверждения эффективности применения состава были проведены исследования на четырех моделях нефтяного пласта с параметрами, представленными в таблице.

В лабораторных условиях свойства заявленного состава исследовались на одиночных моделях пласта с остаточной нефтенасыщенностью, представляющих собой металическую трубку длиной 330 мм и диаметром 33 мм, заполненную молотой породой. Для создания реликтовой водонасыщенности модели под вакуумом насыщались пластовой водой. Для создания начальной нефтенасыщенности пластовую воду из порового пространства вытесняли нефтью. Вытеснение проводили до полной стабилизации фильтрационных характеристик на выходе из пористой среды. При создании остаточной нефтенасыщенности модели подключались к напорной емкости и проводилось вытеснение нефти из порового пространства модели пластовой водой. Вытеснение нефти проводили до полной обводненности продукции на выходе модели. Все этапы эксперимента проводились при температуре 26°C.

После создания остаточной нефтенасыщенности в поровом пространстве модели нефтяного пласта, в соответствии с постановкой задачи в эксперименте, с обратной стороны был введен состав в объеме 10% от порового объема модели. В составе содержится N-(2-гидроксиэтил)амид пальмитиновой кислоты (40%), изопропанол (20%), этиленгликоль (20%) и вода (20%). После ввода реагента было продолжено вытеснение нефти пластовой водой в первоначальном направлении. При проведении экспериментов в модели №3 и №4 реагент продавливался в пористую среду пластовой водой в объеме 10% от объема пор модели.

Проведено четыре эксперимента:

Модель №1 карбонатная насыщалась пластовой водой и нефтью, отобранными из скважины, эксплуатирущей карбонатные отложения.

Модель №2 терригенная насыщалась пластовой водой и нефтью, отобранными из скважины, эксплуатирущей карбонатные отложения.

Модель №3 карбонатная насыщалась пластовой водой и нефтью, отобранными из скважины, эксплуатирущей терригенные отложения.

Модель №4 терригенная насыщалась пластовой водой и нефтью, отобранными из скважины, эксплуатирущей терригенные отложения.

По экспериментально полученным графикам на фиг.1-4 показано изменение проницаемости моделей пласта по воде при вытеснении нефти пластовой водой, вводе реагента и дальнейшей фильтрации пластовой воды в направлении вытеснения.

При анализе представленной таблицы и графиков на фиг.1-4 видим снижение проницаемости моделей от 1,85 раз (модель №4) до практически полного затухания фильтрации (модель №3).

Более стабильные результаты получены при моделировании с использованием пластовой воды и нефти, отобранной из скважины, эксплуатирующей карбонатные отложения (модели №1, 2), снижение проницаемости по воде составило 6,6-6,8 раз.

Таким образом, проведенные лабораторные исследования показали, что предлагаемый реагент приводит к снижению проницаемости по воде модели пласта.

Пример конкретного выполнения

Предлагаемый состав был использован для ограничения притока воды в добывающую скважину №1380 Дачного месторождения ОАО «Иделойл». Скважина №1380 эксплуатирует верейский горизонт среднего карбона с обводненностью добываемой продукции 95%. После закачки в продуктивный пласт 5 м3 состава обводненность снизилась до 6,7%, при этом дебит скважины по нефти увеличился в 2 раза. Эффект увеличения дебита по нефти и по снижению обводненности в скважине продолжается с марта 2011 года по настоящее время.

Состав прост и технологичен, обладает высокой эффективностью для повышения нефтеотдачи обводненных пластов как в вертикальных, наклонных, так и в скважинах с горизонтальными стволами, в т.ч. находящихся в поздней стадии разработки.

Параметры моделей нефтяного пласта
До ввода реагента После ввода реагента и прокачки водой
№ мод Vпор (см3) kабс (мкм2) kвод (мкм2) Sн (%) kнеф (мкм2) Sост (%) kвод.ост н/н, (мкм2) Объем реагента/продавка (доли Vпор) Sост.кон (%) kвод.кон (мкм2) Остаточное фильтрационное сопротивление
1 26,54 0,561 0,22 60,2 0,44 39,8 0,04 0,1 21,25 0,006 6,667
2 21,72 0,922 0,47 96.6 0,28 5,23 0,048 0,1 13,3 0,007 6,857
3 23,92 0,634 0,21 81,9 0,04 51,5 0,01 0,1/0,1 48,21 0,0002 более 100
4 22,76 1,293 0,61 47,5 0,08 42,1 0,048 0,1/0,1 28,24 0,026 1.85

где Vпор - объем пор модели нефтяного пласта, см3;

kабс - абсолютная проницаемость (по газу), мкм2;

kвод - проницаемость модели по воде, начальная, мкм2;

Sн - максимальная (начальная) нефтенасыщенность (объем пор модели, занятый нефтью), %;

kнеф - проницаемость модели по нефти, мкм2;

Sост - нефтенасыщенность модели после вытеснения водой (в % от начальной нефтенасыщенности), %;

kвод.ост.н/н - проницаемость модели с остаточной нефтенасыщенностью по воде, мкм2;

Sост.кон - нефтенасыщенность модели после воздействия реагентом и дальнейшего вытеснения водой (в % от начальной нефтенасыщенности), %;

kвод.кон - проницаемость модели после воздействия реагентом и дальнейшего вытеснения водой, мкм.

Состав для изоляции притока воды в добывающие нефтяные скважины, включающий амиды жирных кислот и пресную воду, отличающийся тем, что в качестве амидов жирных кислот состав содержит этаноламиды жирных кислот с 12-18 углеродными атомами, в который дополнительно включены вторичные и многоатомные спирты при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Этаноламиды жирных кислот 40-50.
Вторичный спирт 10-20.
Многоатомные спирты 10-20.
Пресная вода - остальное.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к способам, которые могут быть применимыми в обработке подземных пластов, и, более конкретно, к усовершенствованным способам размещения и/или отклонения обрабатывающих текучих сред в подземных пластах.
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для ликвидации межпластовых перетоков флюидов, ограничения водопритоков и поглощений как при строительстве, так и эксплуатации скважин.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи пласта, снижение обводненности продукции, уменьшение объемов закачки вытесняющего агента, поддержание пластового давления и температуры в стволе добывающей скважины.

Изобретение относится к горной и нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для проведения изоляционных работ при строительстве скважины. Способ изоляции водопроявляющих пластов при строительстве скважины включает вскрытие бурением водопроявляющих пластов.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в скважине. Состав для изоляции водопритока в скважине включает 17-59 мас.% реагента «Витам», 20-40 мас.% силиката натрия, 1-3 мас.% древесной муки и 20-40 мас.% 10%-ного раствора полиалюминия хлорида.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в скважину с использованием жидкого стекла (силиката натрия), и может быть использовано при проведении водоизоляционных работ в скважине.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к области ремонта и ликвидации скважин в условиях соленосных отложений с присутствием сероводорода, а именно при креплении обсадных колонн, установки отсекающих мостов и создании флюидоупорных изоляционных покрышек.

Изобретение относится к строительству нефтяных и газовых скважин, в частности к тампонажным смесям, предназначенным для крепления обсадных колонн, разобщения водоносных, нефтегазоносных пластов и изоляции зон интенсивного (полного) поглощения в скважинах с высоким содержанием сероводорода.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для изоляции зон поглощения или ограничения водопритока при ремонте скважин, для создания водонепроницаемого экрана при разобщении водонасыщенных и нефтенасыщенных пластов, а также для выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин.

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано для крепления призабойной зоны пескопроявляющих газовых скважин, в том числе используемых для подземного хранения газа.

Настоящее изобретение относится к полимерному материалу для проппанта, представляющему собой метатезис-радикально сшитую смесь олигоциклопентадиенов и эфиров метилкарбоксинорборнена.
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для ликвидации межпластовых перетоков флюидов, ограничения водопритоков и поглощений как при строительстве, так и эксплуатации скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, может быть использовано для повышения нефтеотдачи пластов при разработке залежи углеводородов, характеризующейся неоднородностью.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности освоения нефтяных и газовых скважин и увеличение их продуктивности.

Изобретение относится к жидкостям для технического обслуживания ствола скважин. Способ включает: введение в ствол скважины жидкости для технического обслуживания ствола скважины, содержащей катионный полимер, минерализованный раствор и твердое вещество, причем указанный катионный полимер имеет молекулярную массу от 300000 дальтон до 10000000 дальтон, минерализованный раствор присутствует в указанной жидкости в количестве от 95 об.% до 99,8 об.% относительно ее общего объема, а твердое вещество представляет собой утяжелитель, выбранный из карбоната железа, карбоната магния, карбоната кальция или комбинаций барита, гематита, ильменита и карбоната железа, карбоната магния и карбоната кальция, причем указанная жидкость демонстрирует снижение вязкости при сдвиге при скорости сдвига от 3 сек-1 до 300 сек-1 и температуре от 24°С (75°F) до 260°С (500°F).

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для повышения нефтеотдачи нефтяных месторождений путем регулирования разработки неоднородных пластов.

Изобретение относится к области бурения нефтяных скважин, а именно к полимерным реагентам, входящим в состав буровых растворов. Реагент для обработки бурового раствора, полученный модификацией карбоксиметилцеллюлозы КМЦ в растворителе путем обработки суспензии КМЦ агентом-модификатором, выдерживания реакционной массы при нагревании, отделения продукта с помощью фильтра-пресса и сушки, где суспендируют КМЦ размером не более 200 мкм в хлороформе, в качестве агента-модификатора используют 1.1.5-тригидроперфторпентилхлорсульфит в виде раствора в хлороформе, а указанную обработку осуществляют в присутствии диметилформамида при температуре -10 - (-5)°С.
Изобретение относится к области бурения нефтяных скважин. Технический результат - создание бурового раствора для использования в условиях многолетней мерзлоты.

Изобретение относится к горной и нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для проведения изоляционных работ при строительстве скважины. Способ изоляции водопроявляющих пластов при строительстве скважины включает вскрытие бурением водопроявляющих пластов.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в скважине. Состав для изоляции водопритока в скважине включает 17-59 мас.% реагента «Витам», 20-40 мас.% силиката натрия, 1-3 мас.% древесной муки и 20-40 мас.% 10%-ного раствора полиалюминия хлорида.
Изобретение относится к усовершенствованному способу добычи нефти. Способ добычи нефти вторичным методом в нефтеносном пласте, имеющем зоны высокой проницаемости, образующие предпочтительные проходы для нагнетаемой жидкости, содержащий следующие стадии: а) блокирование предпочтительных проходов посредством нагнетания в пласт водного раствора, основанного на водорастворимых полимерах с концентрацией, обеспечивающей большую вязкость водного раствора по сравнению с вязкостью нефти, б) по завершении стадии а) нагнетание водного раствора, имеющего состав, идентичный составу, использованному на стадии а), с более низкой концентрацией полимера. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - повышение эффективности при снижении расхода полимера в отношении добытой нефти. 10 з.п. ф-лы, 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам, используемым для изоляции притока воды в добывающие нефтяные скважины. Состав для изоляции притока воды в добывающие нефтяные скважины включает амиды жирных кислот и пресную воду. При этом в качестве амидов жирных кислот состав содержит 40-50 мас. этаноламидов жирных кислот с 12-18 углеродными атомами, в который дополнительно включены 10-20 мас. вторичных и 10-20 мас. многоатомных спиртов. Техническим результатом является повышение эффективности проведения водоизоляционных работ в добывающих скважинах за счет использования гомогенного состава селективного действия к водонасыщенным участкам терригенных и карбонатных коллекторов. 1 пр., 1 табл., 4 ил.

Наверх