close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

способ разработки нефтяных месторождений

код для вставки
РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ
(19)
RU
(11)
2 300 628
(13)
C1
(51) МПК
E21B 43/22
(2006.01)
ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА
ПО ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ,
ПАТЕНТАМ И ТОВАРНЫМ ЗНАКАМ
(12)
ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ПАТЕНТУ
(21), (22) За вка: 2005139613/03, 19.12.2005
(72) Автор(ы):
Слюсарев Николай Иванович (RU),
Мозер Сергей Петрович (RU),
Ибраев Ринат Ахмадуллович (RU)
(24) Дата начала отсчета срока действи патента:
19.12.2005
(45) Опубликовано: 10.06.2007 Бюл. № 16
2 3 0 0 6 2 8
и хлористого кальци , закачивают 9%-ный водный
раствор хлористого кальци в объеме 10% от
порового объема, затем закачивают разделитель в
объеме, равном объему насосно-компрессорных
труб, затем закачивают 40-50%-ный водный
раствор силиката натри в объеме 20% от порового
объема, затем снова закачивают разделитель в
объеме, равном объему насосно-компрессорных
труб, а затем закачивают 10%-ный раствор
двуокиси углерода в объеме 10% от объема
указанного раствора силиката натри , в качестве
разделител используют 10%-ный раствор эфира
этиленгликол или 5%-ный раствор алюмината
натри . В указанный раствор силиката натри могут
вводить 0,25 об.% уксусной кислоты. 1 з.п. ф-лы,
4 табл.
R U
(57) Реферат:
Изобретение относитс к нефтедобывающей
промышленности,
в
частности
к
способам
разработки нефт ных месторождений, и может
быть использовано дл ограничени водопритоков
в
добывающих
скважинах.
Техническим
результатом изобретени вл етс повышение
допустимого градиента давлени полученной в
продуктивном пласте гелеобразной массы и
возможность управлени ее свойствами. В способе
разработки
нефт ных
месторождений,
включающем бурение скважин в продуктивный
пласт, закачку воды по нагнетательным скважинам
и добычу нефти через добывающие скважины,
закачку
на
поздней
стадии
разработки
месторождени водных растворов силиката натри Страница: 1
RU
C 1
C 1
(54) СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
2 3 0 0 6 2 8
Адрес дл переписки:
199106, Санкт-Петербург, В.О., 21 лини , 2,
СПГГИ(ТУ), патентный отдел, пат.пов.
А.П.Яковлеву, рег. № 314
R U
(56) Список документов, цитированных в отчете о
поиске: RU 2127802 C1, 20.03.1999. RU 2074956
C1, 10.03.1997. RU 2114991 C1, 10.07.1998. RU
2204016 C1, 10.05.2003. RU 2083809 C1,
10.07.1997. US 3882938 A, 13.05.1975.
(73) Патентообладатель(и):
Государственное образовательное учреждение
высшего профессионального образовани "Санкт-Петербургский государственный горный
институт имени Г.В. Плеханова (технический
университет)" (RU)
RUSSIAN FEDERATION
(19)
RU
(11)
2 300 628
(13)
C1
(51) Int. Cl.
E21B 43/22
(2006.01)
FEDERAL SERVICE
FOR INTELLECTUAL PROPERTY,
PATENTS AND TRADEMARKS
(12)
ABSTRACT OF INVENTION
(21), (22) Application: 2005139613/03, 19.12.2005
(72) Inventor(s):
Sljusarev Nikolaj Ivanovich (RU),
Mozer Sergej Petrovich (RU),
Ibraev Rinat Akhmadullovich (RU)
(24) Effective date for property rights: 19.12.2005
(45) Date of publication: 10.06.2007 Bull. 16
C 1
2 3 0 0 6 2 8
R U
solution is injected so that aqueous sodium
silicate solution volume is equal to 20% of pore
volume. Then buffer agent is repeatedly delivered
in amount equal to oil-well tubing volume.
Finally 10% carbon dioxide solution is injected
in amount of 10% of sodium silicate solution. The
buffer agent is 10% ethylene glycol ester or 5%
sodium aluminate solution. Acetic acid may be
added to sodium silicate solution in amount of
0.25% by volume.
EFFECT: increased admissible pressure gradient
in gel mass obtained in productive reservoir and
possibility to regulate gel mass properties.
2 cl, 2 ex, 4 tbl
Страница: 2
EN
C 1
(57) Abstract:
FIELD: oil production industry, particularly
to limit water inflow in production well during
oil field development.
SUBSTANCE: method involves drilling wells in
productive
reservoir;
injecting
water
via
injection
wells
and
producing
oil
through
producing
wells;
injecting
aqueous
sodium
silicate and calcium chloride solutions at later
development stage. First of all 9% aqueous
calcium chloride solution is injected so that
aqueous sodium silicate solution volume is equal
10% of pore volume. Then buffer agent is
delivered in amount equal to oil-well tubing
volume. After that 40-50% aqueous sodium silicate
2 3 0 0 6 2 8
(54) METHOD FOR OIL FIELD DEVELOPMENT
R U
(73) Proprietor(s):
Gosudarstvennoe obrazovatel'noe uchrezhdenie
vysshego professional'nogo obrazovanija
"Sankt-Peterburgskij gosudarstvennyj gornyj
institut imeni G.V. Plekhanova (tekhnicheskij
universitet)" (RU)
Mail address:
199106, Sankt-Peterburg, V.O., 21 linija, 2,
SPGGI(TU), patentnyj otdel, pat.pov.
A.P.Jakovlevu, reg. № 314
RU 2 300 628 C1
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
Изобретение относитс к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам
разработки нефт ных месторождений, и может быть использовано дл ограничени водопритоков в добывающих скважинах.
Известен способ изол ции притока пластовых вод (патент РФ № 2114991, Е21В 43/32,
1999.07.27). Способ предусматривает первоначальную закачку 3-20%-ного раствора соли
серной кислоты, в который предварительно ввод т 20-60% хлористого кальци от
эквивалентного количества и равный по отношению к раствору соли серной кислоты объем
раствора силиката натри 5-40%-ной концентрации, далее закачивают раствор,
содержащий оставшеес количество хлористого кальци . Недостатком данного способа
вл етс низкий допустимый градиент давлени , полученной в продуктивном пласте
гелеобразной массы и невозможность управлени ее свойствами по мере заводнени дл более эффективного проникновени в пласт.
Известен способ разработки нефт ных месторождений, прин тый за прототип (патент
РФ № 2127802, Е21В 43/22, 1999.03.20). Способ включает заводнение, закачку водного
раствора полиакриламида со щелочной добавкой и солевого раствора через
нагнетательную скважину и добычу нефти через добывающую скважину, при этом в
качестве щелочной добавки берут водный раствор силиката натри , а солевой раствор
содержит водный раствор смеси хлористого кальци и технического лигносульфата.
Недостатками данного способа вл ютс низкий допустимый градиент давлени полученной в продуктивном пласте гелеобразной массы и невозможность управлени ее
свойствами по мере заводнени дл более эффективного проникновени в пласт.
Техническим результатом изобретени вл етс повышение допустимого градиента
давлени полученной в продуктивном пласте гелеобразной массы и возможность
управлени ее свойствами.
В способе разработки нефт ных месторождений, включающем бурение скважин в
продуктивный пласт, закачку воды по нагнетательным скважинам и добычу нефти через
добывающие скважины, закачку на поздней стадии разработки месторождени водных
растворов силиката натри и хлористого кальци , закачивают 9%-ный водный раствор
хлористого кальци в объеме 10% от перового объема, затем закачивают разделитель в
объеме, равном объему насосно-компрессорных труб, затем закачивают 40-50%-ный
водный раствор силиката натри в объеме 20% от перового объема, затем снова
закачивают разделитель в объеме, равном объему насосно-компрессорных труб, а затем
закачивают 10%-ный раствор двуокиси углерода в объеме 10% от объема указанного
раствора силиката натри , в качестве разделител используют 10%-ный раствор эфира
этиленгликол или 5%-ный раствор алюмината натри .
В указанный раствор силиката натри могут вводить 0,25 об.% уксусной кислоты.
Применение предлагаемого способа по сравнению с прототипом повышает допустимый
градиент давлени полученной в продуктивном пласте гелеобразной массы и дает
возможность управл ть ее свойствами вплоть до разрушени и удалени .
Способ разработки нефт ных месторождений осуществл ют следующим образом. Бур т
по заданной схеме нагнетательные и добывающие скважины в продуктивный пласт. По
нагнетательным скважинам подают воду, близкую по химическому составу к пластовой, дл поддержани пластового давлени и вытеснени нефти в добывающие скважины. На
поздней стадии разработки месторождени при высокой обводненности продукции дл изол ции промытых высокопроницаемых зон закачивают водные растворы реагентов. Дл этого осуществл ют предоторочку раствором хлористого кальци . В качестве предоторочки
используют раствор 9%-ного хлористого кальци в объеме 10% от перового объема.
Использование хлористого кальци другой концентрации не приводит к желаемому
эффекту, так как предоторочка с 9%-ной концентрацией хлористого кальци вытесн ет
пластовую воду, содержащую различные ионы, отрицательно вли ющие на качество
образовани гел и гелеобразной массы, что приводит при ее загустевании к более
низкому допустимому градиенту давлени , способному ее вытеснить из
высокопроницаемых зон продуктивного пласта. Объем предоторочки в размере 10% от
Страница: 3
DE
RU 2 300 628 C1
5
10
15
20
25
30
35
40
45
порового объема позвол ет вовлечь в разработку наиболее высокопроницаемые зоны, так
как предоторочка в первую очередь проникает в них из-за их низкого сопротивлени .
После подачи раствора 9%-ного хлористого кальци в объеме 10% от порового объема в
скважину подают разделитель - 10%-ный водный раствор эфира этиленгликол в объеме,
равном объему насосно-компрессорных труб дл исключени взаимодействи непосредственно в насосно-компрессорных трубах хлористого кальци и подаваемого за
ним 40-50%-ного силиката натри . После подачи в продуктивный пласт 10%-ный раствор
эфира этиленгликол способствует гелеобразованию в нем. Концентраци эфира
этиленгликол в размере 10% дл обеспечени необходимого равновесного состо ни раствора при движении (продавливании) по насосно-компрессорным трубам в
продуктивный пласт. В качестве разделител также можно использовать 5%-ный водный
раствор алюмината натри . Алюминат натри помимо разделени хлористого кальци и
силиката натри при закачке в пласт реагирует и образует свободный газ,
способствующий повышению эффективности вытеснени нефти. После подачи
разделител закачивают 40-50%-ный раствор силиката натри в объеме 20% от порового
объема. Закачка силиката натри в объеме 20% от порового позвол ет осуществить
наиболее эффективное взаимодействие его с заданным объемом отвердител (двуокиси
углерода, способствующей повышению допустимого градиента давлени полученной в
продуктивном пласте гелеобразной массы). Дл повышени силикатного модул силиката
натри и компенсации его снижени при подаче реагентов из-за взаимодействи их
остатков по насосно-компрессорным трубам возможна добавка в раствор силиката натри при подаче в скважину 0,25 по объему раствора силиката натри уксусной кислоты или
какой-либо другой кислоты. После подачи 40-50%-ного раствора силиката натри вновь
нагнетают разделитель - 10%-ный раствор эфира этиленгликол в объеме, равном объему
насосно-компрессорных труб, дл исключени взаимодействи непосредственно в насоснокомпрессорных трубах 40-50%-ного силиката натри двуокиси углерода. После подачи в
продуктивный пласт 10%-ный раствор эфира этиленгликол способствует гелеобразованию
в нем. Концентраци эфира этиленгликол в размере 10% дл обеспечени необходимого
равновесного состо ни раствора при движении (продавливании) по насоснокомпрессорным трубам в продуктивный пласт. В качестве разделител также можно
использовать 5%-ный раствор алюмината натри . Алюминат натри помимо разделени хлористого кальци и силиката натри при закачке в пласт реагирует и образует
свободный газ, способствующий повышению эффективности вытеснени нефти. После
подачи разделител закачивают отвердитель - 10%-ный раствор двуокиси углерода в
объеме 10% от объема оторочки. Использование отвердител двуокиси углерода с
большей концентрацией приведет к сильному коррозированию насосно-компрессорных
труб, а с меньшей концентрацией не позволит получить гелеобразную массу с
необходимым допустимым градиентом давлени . В качестве разделител можно
использовать 5%-ный раствор алюмината натри в объеме, равном объему насоснокомпрессорных труб. Водные растворы реагентов с помощью системы поддержани пластового давлени продавливаютс в продуктивный обводненный пласт и
выдерживаютс в течение 0,5-1,5 часа, после чего начинают нагнетание воды по
нагнетательным скважинам и вытеснение нефти по добывающим скважинам. За счет
изол ции высокопроницаемых участков гелеобразной массой с необходимым допустимым
градиентом давлени получают более полный охват нефт ного пласта заводнением.
Операции способа можно разделить на следующие этапы:
1) Закачка предоторочки раствора хлористого кальци 9%-ного в объеме 10% от
перового объема (например, CaCl2 с плотностью 1,26-1,29 кг/м 3).
Технические характеристики хлористого кальци :
50
Наименование показател Жидкий хлористый кальций CaCl2
Внешний вид
Хлористый кальций - это раствор желтовато-серого или зеленоватого цвета с
прозрачной или легкой мутью
Массова дол хлористого кальци , %, не менее
35
Массова дол магни в пересчете на MgCl2, %, не более
Не нормируетс Страница: 4
RU 2 300 628 C1
5
10
15
20
25
Массова дол прочих хлоридов, в том числе MgCl2, в
пересчете на NaCl, %, не более
3
Массова дол железа, (Fe), %, не более
Не нормируетс Массова дол не растворимого в воде остатка, %, не более
0,15
Массова дол сульфатов в пересчете на сульфат-ион, %, не
более
Не нормируетс 2) Закачка разделител дл предотвращени реагировани закачиваемых веществ при
спуске по насосно-компрессорным трубам - 10%-ного раствора эфира этиленгликол (эфир
способствует на определенном этапе получению гелеобразной массы с более высоким
допустимым градиентом давлени за счет гидролиза сложного эфира с образованием
кислоты и спирта). Выдел юща с при гидролизе кислота вл етс тем активным агентом,
который реагирует с раствором щелочных силикатов. Продуктом твердени вл ютс гидросиликаты натри переменного состава и гель кремниевой кислоты (гелеобразна масса). В качестве разделител можно использовать 5%-ный раствор алюмината натри (NaAlO2) в объеме, равном объему насосно-компрессорных труб, который приводит к
предотвращению образовани химических св зей дл избежани взаимодействи в
насосно-компрессорных трубах. Также алюминат натри уменьшает в зкость полученного
раствора. Алюминаты - химические соединени оксида алюмини с оксидом другого
металла. Алюминаты натри NaAlO2 используютс как протрава при крашении тканей, что
позвол ет судить о возможности их применени в промышленных масштабах. Эфир
этиленгликол по ТУ 6-01-646-84 (бутилцеллозольв технический) получают методом
оксиэтилировани этанола с последующей трехступенчатой разгонкой реакционной массы.
Примен етс в качестве компонента растворител или компонента растворителей при
изготовлении полиэфирных (алкидных) смол, лаков, эмалей, красок; в качестве
гидравлической жидкости, ингибитора против помутнени лаковых пленок, составной части
смесей дл электрополировани металлов, что позвол ет судить о возможности его
промышленного использовани дл осуществлени операций способа.
Физико-химические показатели эфира этиленгликол Массова дол основного вещества, %, не менее
99,0
Плотность при 20°С, г/см 3
0,898-0,904
30
35
40
Цветность, ед. Хазена, не более
10
Массова дол воды, %, не более
0,20
Показатель преломлени , в пределах
1,416-1,422
3) Закачка 40-50%-ного раствора силиката натри (стандартного жидкого стекла с
плотностью 1,46-1,48 кг/м 3 по ГОСТу 13078-81) в объеме 20% от перового объема.
В результате реакции с хлористым кальцием формируетс образование гел кремниевой кислоты (гелеобразной массы), имеющей после осуществлени операций
способа высокую в зкость и водонепроницаемость.
Схема реакции:
Na2O?2SiO2+CaCl2+m?H2O?n?SiO2(m-1)H2O+Ca(ОН)2+2NaCl
Характеристики силиката натри жидкого:
Наименование показател Ед. изм
Диапазон возможных значений
Низкомодульное Стандартное Высокомодульное
Силикатный модуль
45
50
2,4-2,6
2,8-3,0
3,1-3,3
Плотность
кг/м 3
1,48-1,52
1,46-1,48
1,41-1,43
Массова дол двуокиси кремни (SiO2)
%
29,00-31,00
29,00-33,00
29,50-32,00
Массова дол окиси натри (Na2O)
%
11,50-13,50
11,10-12,30
9,50-11,0
4) Закачка разделител - 10%-ного раствора эфира этиленгликол или 5%-ного раствора
алюмината натри .
5) Закачка отвердител - 10%-ного раствора двуокиси углерода в объеме 10% от объема
оторочки. При взаимодействии с двуокисью углерода (углекислотой) отверждение с
образованием гелеобразной массы с твердыми включени ми св зано с образованием гел кремниевой кислоты, соды и гидросиликата натри по схеме:
Страница: 5
RU 2 300 628 C1
5
10
15
Na2O?nSiO2+CO2+H2O?2Na2O?mSiO2ag+SiO2ag+Na2CO3
После необходимой выдержки, определ емой исход из объемов поданных реагентов,
скважину подключают к системе поддержани пластового давлени .
Двуокись углерода выпускаетс жидка низкотемпературна , жидка высокого давлени и газообразна . Жидка двуокись углерода - бесцветна жидкость без запаха. Двуокись
углерода нетоксична и невзрывоопасна. Жидкую двуокись углерода высокого давлени поставл ют в баллонах (ГОСТ 949-73) вместимостью до 50 дм 3, в спецтаре по нормативнотехнической документации дл автотранспорта. Жидкую двуокись углерода в баллонах
транспортируют всеми видами транспорта в соответствии с правилами перевозки опасных
грузов, действующими на данном виде транспорта.
Допустимый градиент давлени отвержденного гел достигает 2,6 МПа/м. Полученна гелеобразна масса устойчива к кислотам, но неустойчива в щелочных растворах. Поэтому
дл растворени отвержденноой гелеобразной массы с твердыми включени ми достаточно
подать в продуктивный пласт щелочь, например КОН или NaOH с концетрацией 40-50%.
Это позвол ет активно управл ть свойствами полученной гелеобразной массы, а также по
мере необходимости разрушать и удал ть ее или продавливать более глубоко в пласт.
Концентраци силиката натри прин та в пределах от 40 до 50% исход из данных
таблицы.
Концентраци силиката натри , %
20
25
30
35
40
45
50
39 40 44 48 50 51
Допустимый градиент давлени гелеобразной массы, МПа/м 1,3 1,9 2,0 2,2 2,6 2,6
Нижний предел (40%) концентрации силиката натри прин т из услови минимально
эффективного допустимого градиента давлени гелеобразной массы. Верхний предел
(50%) концентрации силиката натри был прин т из-за отсутстви допустимого градиента
давлени гелеобразной массы.
Пример 1
В способе разработки нефт ных месторождений, включающем бурение скважин в
продуктивный пласт, закачку воды по нагнетательным скважинам и добычу нефти через
добывающие скважины, закачку на поздней стадии разработки месторождени водных
растворов силиката натри и хлористого кальци , закачивают 9%-ный водный раствор
хлористого кальци в объеме 10% от порового объема, затем закачивают разделитель в
объеме, равном объему насосно-компрессорных труб, затем закачивают 40%-ный водный
раствор силиката натри в объеме 20% от перового объема, затем снова закачивают
разделитель в объеме, равном объему насосно-компрессорных труб, а затем закачивают
10%-ный раствор двуокиси углерода в объеме 10% от объема указанного раствора
силиката натри , в качестве разделител используют 10%-ный раствор эфира
этиленгликол Пример 2
В способе разработки нефт ных месторождений, включающем бурение скважин в
продуктивный пласт, закачку воды по нагнетательным скважинам и добычу нефти через
добывающие скважины, закачку на поздней стадии разработки месторождени водных
растворов силиката натри и хлористого кальци , закачивают 9%-ный водный раствор
хлористого кальци в объеме 10% от порового объема, затем закачивают разделитель в
объеме, равном объему насосно-компрессорных труб, затем закачивают 50%-ный водный
раствор силиката натри в объеме 20% от перового объема, затем снова закачивают
разделитель в объеме, равном объему насосно-компрессорных труб, а затем закачивают
10%-ный раствор двуокиси углерода в объеме 10% от объема указанного раствора
силиката натри , в качестве разделител используют 5%-ный раствор алюмината натри . В
указанный раствор силиката натри ввод т 0,25 об.% уксусной кислоты.
Применение предлагаемого способа разработки нефт ных месторождений
обеспечивает следующие преимущества:
- позвол ет повысить допустимый градиент давлени полученной гелеобразной массы;
- дает возможность управл ть свойствами гелеобразной массы вплоть до разрушени и
удалени из продуктивного пласта путем закачки щелочи;
Страница: 6
RU 2 300 628 C1
- снижение затрат на добычу остаточной нефти в обводненных продуктивных пластах.
5
10
15
Формула изобретени 1. Способ разработки нефт ных месторождений, включающий бурение скважин в
продуктивный пласт, закачку воды по нагнетательным скважинам и добычу нефти через
добывающие скважины, закачку на поздней стадии разработки месторождени водных
растворов силиката натри и хлористого кальци , отличающийс тем, что закачивают 9%ный водный раствор хлористого кальци в объеме 10% от порового объема, затем
закачивают разделитель в объеме, равном объему насосно-компрессорных труб, затем
закачивают 40-50%-ный водный раствор силиката натри в объеме 20% от порового
объема, затем снова закачивают разделитель в объеме, равном объему насоснокомпрессорных труб, а затем закачивают 10%-ный раствор двуокиси углерода в объеме
10% от объема указанного раствора силиката натри , в качестве разделител используют
10%-ный раствор эфира этиленгликол или 5%-ный раствор алюмината натри 2. Способ по п.1, отличающийс тем, что в указанный раствор силиката натри ввод т
0,25 об.% уксусной кислоты.
20
25
30
35
40
45
50
Страница: 7
CL
Документ
Категория
Без категории
Просмотров
2
Размер файла
92 Кб
Теги
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа