Повышение эффективности водоизоляции нефтяных скважин применением силиката натрия

Рейтинг:   / 0
ПлохоОтлично 

Authors:


Д. Ж. Абдели, orcid.org/0000-0002-1753-4952, Satbayev University, г. Алматы, Республика Казахстан, e-mail: Этот адрес электронной почты защищен от спам-ботов. У вас должен быть включен JavaScript для просмотра.

Х. Дейгл, orcid.org/0000-0002-6062-8321, Техасский университет в Остине, г. Остин, США, e-mail: Этот адрес электронной почты защищен от спам-ботов. У вас должен быть включен JavaScript для просмотра.

А. С. Ыскак, orcid.org/0000-0002-2532-2642, Satbayev University, г. Алматы, Республика Казахстан, e-mail: Этот адрес электронной почты защищен от спам-ботов. У вас должен быть включен JavaScript для просмотра.

А. С. Даулетов, orcid.org/0000-0001-5777-4750, АО Эмбамунайгаз, г. Атырау, Республика Казахстан, е-mail: Этот адрес электронной почты защищен от спам-ботов. У вас должен быть включен JavaScript для просмотра.

К. С. Нурбекова, orcid.org/0000-0002-2576-5195, Университет Алматы, г. Алматы, Республика Казахстан, e-mail: Этот адрес электронной почты защищен от спам-ботов. У вас должен быть включен JavaScript для просмотра.


повний текст / full article



Naukovyi Visnyk Natsionalnoho Hirnychoho Universytetu. 2021, (1): 026 - 031

https://doi.org/10.33271/nvngu/2021-1/026



Abstract:



Цель.
Обоснование технологии создания водоизолирующей зоны ниже нефтяного пласта и установление рационального состава гелеобразующей композиции на основе жидкого стекла для снижения обводненности добывающих скважин.


Методика.
Цель работы достигается проведением теоретических и экспериментальных исследований технологических процессов водоизоляции нефтяного пласта и выявлением закономерностей гелеобразования композиции из жидкого стекла и гидратации микроцементного раствора с расширяющейся добавкой и замедлителем реакции в пластовых условиях на натурных моделях. В состав гелеобразующей композиции были включены: жидкое стекло (водный раствор силиката натрия Na2SiO3) и сшиватель соли алюминия AS-1, а в состав тампонажного микроцементного раствора – микропартланд цемент и жидкое стекло с расширяющейся добавкой оксида кальция и замедлителя реакции GL-1. Критериями оценки создания надежной водоизолирующей зоны нефтяного пласта являются сохранение подвижности водного раствора гелеобразующей композиции в процессе перемещения ее от устья до забоя скважины и обеспечение низкой проницаемости образованной водоизолирующей зоны нефтяного пласта, а также достаточная прочность безусадочного микроцементного камня в заколонном пространстве скважины.


Результаты.
Предложена новая технология водоизоляции скважин путем создания водоизолирующей зоны и применения гелеобразующей композиции на основе жидкого стекла, обеспечивающая значительное снижение обводненности скважин при добыче нефти. Выявлено, что перфорация эксплуатационной колонны ниже нефтяного пласта на уровне водонасыщенной зоны и последовательная закачка через образованные перфорированные каналы последовательно буферной жидкости – пресной воды, водного раствора гелеобразующей композиции на основе жидкого стекла предотвращает приток воды к забою скважин. Экспериментально установлено, что, при времени гелеобразования 2 часа и принятых значениях факторов, вязкость геля находится в диапазоне 1,2–2,9 Па с, а плотность – в пределах 1080–1109 кг/м3. Эти значения вязкости геля обеспечивают транспортирование его с устья до забоя скважины с наименьшим сопротивлением движению. С увеличением времени гелеобразования вязкость существенно увеличивается и через 3 суток вязкость геля достигает диапазона 3,4–6,7 Па с. Указанные значения вязкости образованного геля намного больше, чем значения вязкости нефти на месторождениях. Поэтому предложенная гелеобразующая композиция обеспечивает надежную водоизоляционную зону ниже нефтяного пласта и предотвращает приток подошвенной пластовой воды к забоям скважин.


Научная новизна.
Предложена новая технология водоизоляции скважин путем создания надежной водоизолирующей зоны и применения гелеобразующей композиции и тампонажного материала на основе жидкого стекла и микроцемента, обеспечивающая значительное снижение обводненности скважин при добыче нефти.


Практическая значимость.
Разработана методика исследования технологических процессов водоизоляции нефтяного пласта и установлен рациональный состав гелеобразующей композиции и микроцементного раствора с расширяющейся добавкой и замедлителем реакции в пластовых условиях на натурных моделях. Применение на нефтяных месторождениях результатов исследований позволяет снизить обводненность добывающих скважин до 0–10 % против существующих значений 70–90 % и повысить дебит добывающих скважин на 20–30 %.


Ключевые слова:
нефтяная скважина, пластовая вода, водоизоляция, жидкое стекло, микроцемент

References.


1. Pham, L. T., & Hatzignatiou, D. G. (2016). Rheological evaluation of a sodium silicate gel system for water management in mature, naturally fractured oilfields. Journal of Petroleum Science and Engineering, 138, 218-233. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2015.11.039.

2. Afeez O. Gbadamosi, Radzuan Junin, Muhammad A. Manan, Augustine Agi, & Adeyinka S. Yusuff (2019). An overview of chemical enhanced oil recovery: recent advances and prospects. International Nano Letters, 9, 171-202. https://doi.org/10.1007/s40089-019-0272-8.

3. Mallakpour, S., & Khadem, E. (2015). Recent development in the synthesis of polymer nanocomposites based on nano-alumina. Progress in Polymer Science, 51, 74-93. https://doi.org/10.1016/j.progpolymsci.2015 .07.004.

4. Guo, H., Li, Y., Wang, F., Yu, Z., Chen, Z., Wang, Y., & Gao, X. (2017). ASP flooding theory and practice progress in China. Journal of Chemistry, 2017. https://doi.org/10.1155/2017/8509563.

5. Aitkulov, A., Luo, H., Lu, J., & Mohanty, K. K. (2017). Alkali–cosolvent–polymer flooding for viscous oil recovery: 2D evaluation. Energy Fuels, 31, 7015-7025 https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.7b00790.

6. Barati-Harooni, A., Najafi-Marghmaleki, A., Tatar, A., & Mohammadi, A. (2016). Experimental and modeling studies on adsorption of a nonionic surfactant on sandstone minerals in enhanced oil recovery process with surfactant flooding. Journal of Molecular Liquids. https://doi.org/10.1016/j.molliq.2016.04.090.

7. Lakatos, I. J., Lakatos-Szabo, J., Szentes, G., Vago, A., Karaffa, Zs., & Bodi, T. (2015). New Alternatives in Conformance Control: Nanosilica and Liquid Polymer Aided Silicate Technology. Paper SPE-174225-MS, SPE European Formation Damage Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers, Budapest, Hungary. https://doi.org/10.2118/174225-MS.

8. Askarinezhad, R., Hatzignatiou, D. G., & Stavland, A. (2017). Disproportionate Permeability Reduction of Water-Soluble Silicate Gelants: Importance of Formation Wettability. SPE Production and Operation, 32(03), 362-373. https://doi.org/10.2118/ 179589-PA.

9. Hatzignatiou, D. G., & Giske, N. H. (2016). Water-Soluble Sodium Silicate Gelants for Water Management in Naturally Fractured Carbonate Reservoirs. Paper SPE-180128-MS, SPE Europec featured at 78 th EAGE Conference and Exhibition, 479, (pp. 72-81), 30 May-2 June, Vienna, Austria. https://doi.org/10.2118/180128-MS.

10. Yue Qiu, Mingzhen Wei, Jaming Geng, & Fengxiang Wu (2016). Successful Field Application of Microgel Treatment in High Temperature High Salinity Reservoir in China. SPE-179693-MS SPE Improved Oil Recovery Conference, 11-13 April, Tulsa, Oklahoma, USA. https://doi.org/10.2118/179693-MS.

11. Hatzignatiou, D. G., Askarinezhad, R., Giske, N. H., & Stavland, A. (2015). Laboratory Testing of Environmentally Friendly Chemicals for Water Management. Paper SPE 173853-PA, Production & Operations Journal. https://doi.org/10.2118/173853-PA.

12. Lakatos, I. J., Lakatos-Szabo, J., & Szentes, G. (2018). Revival of Green Conformance and IOR/EOR Technologies: Nanosilica Aided Silicate Systems – A Review. SPE-189534-MS. https://doi.org/10.2118/189534-MS.

13. Tariq K. Khamees, Ralph E. Flori, & Sherif M. Fakher (2018). Numerical Modeling of Water-Soluble Sodium Silicate Gel System for Fluid Diversion and Flow-Zone Isolation in Highly Heterogeneous Reservoirs. SPE Trinidad and Tobago Section Energy Resources Conference, 25-26 June, Port of Spain, Trinidad and Tobago. https://doi.org/10.2118/191200-MS.

14. Abdeli, D. Zh., Yskak, A. S., Rahmetov, O. Zh., Lei, T., & Van, Ts. (2019). Establishing rational parameters of the sealing process annular space in the bottom-hole zone of oil wells. Proceedings of the Satbayev readings “Innovative technologies are the key to the successful solution of fundamental and applied problems in the ore and oil and gas sectors of the economy of the Republic of Kazakhstan”, 1, 360-365.

 

Следующие статьи из текущего раздела:

Посетители

3369689
Сегодня
За месяц
Всего
71
6341
3369689

Гостевая книга

Если у вас есть вопросы, пожелания или предложения, вы можете написать их в нашей «Гостевой книге»

Регистрационные данные

ISSN (print) 2071-2227,
ISSN (online) 2223-2362.
Журнал зарегистрирован в Министерстве юстиции Украины.
 Регистрационный номер КВ № 17742-6592ПР от 27.04.2011.

Контакты

40005, г. Днепр, пр. Д. Яворницкого, 19, корп. 3, к. 24 а
Тел.: +38 (056) 746 32 79.
e-mail: Этот адрес электронной почты защищен от спам-ботов. У вас должен быть включен JavaScript для просмотра.
Вы здесь: Главная Главная RusCat Архив журнала 2021 Содержание №1 2021 Повышение эффективности водоизоляции нефтяных скважин применением силиката натрия