СОСТАВ ДЛЯ ОГРАНИЧЕНИЯ ПРИТОКА ПЛАСТОВЫХ ВОД Российский патент 1997 года по МПК E21B43/32 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения притока пластовых вод для повышения нефтеотдачи пластов с использованием водных суспензий твердых дисперсных наполнителей.

Известен состав для ограничения притока пластовых вод, в качестве которого используют дисперсию твердого дисперсного наполнителя и стабилизатора дисперсии в воде. В качестве дисперсного наполнителя используют газовую сажу (технический углерод) с размером частиц 0,001 1,0 мкм, а в качестве стабилизатора дисперсии композицию НПАВ [1]
Недостатками состава являются низкая эффективность на высокопроницаемых пористых и трещиноватых коллекторах, а также необходимость закачки больших объемов дисперсии.

Наиболее близким техническим решением, взятым за прототип, является состав для ограничения притока пластовых вод, содержащий технический углерод с размером частиц 0,001 1 мкм и концентрацией 0,05 2,0% [2] Состав содержит воду и стабилизатор дисперсии НПАВ, и лигносульфонат. Расход дисперсии составляет 0,1 1,0 от величины объема пор.

Основным недостатком состава является низкая эффективность на высокопроницаемых неоднородных и трещиноватых коллекторах, находящихся на поздних стадиях разработки и характеризующихся кинжальными прорывами воды, что обусловлено его высокой фильтруемостью. Кроме того, удерживающая способность стабилизаторов дисперсии по отношению к техуглероду ограничена, что также снижает эффективность состава при ограничении притока пластовых вод.

Сущность предлагаемого изобретения заключается в ограничении притока пластовых вод и выравнивании профиля приемистости нагнетательных скважин за счет использования состава, содержащего гранулированный технический углерод (ТУ), нефть и/или нефтепродукт и воду при следующем соотношении компонентов (мас.):
Технический углерод 0,02 10,0
Нефть и/или нефтепродукт 5 50
Вода Остальное
Эффективность нового состава обусловлена протеканием в пластовых условиях следующих процессов. В процессе приготовления состава и его закачки гранулы технического углерода частично дробятся на более мелкие частицы диаметром до 0,001 мкм, которые находятся как в водной, так и в нефтяной фазах. Размер гранул техуглерода составляет 2,5 3 мм. Широкий диапазон размера частиц позволяет воздействовать не только на поры пласта, но и трещины, снижая их проницаемость. При этом частицы, находящиеся в водной фазе, способны оседать вблизи ПЗП нагнетательной скважины, а частицы, находящиеся в нефтяной фазе, переносятся в объем пласта. По мере продвижения состава происходит снижение проницаемости водопромытого интервала. Это действие усиливается за счет коагуляции остаточной нефти в присутствии частиц техуглерода и создания дополнительного фильтрационного сопротивления нагнетаемой воде.

Вместе с тем, наличие гидрофобного дисперсного наполнителя, каким является технический углерод, способствует стабилизации фазы нефти, формирующейся в пласте, препятствует ее редиспергированию и снижает фазовую проницаемость пор и трещин пласта по воде.

При использовании известного состава на высокопроницаемых пористых и трещиноватых коллекторах технический углерод выполняет только функцию коагулянта нефти, т.к. ввиду малых размеров частиц практически не задерживается в порах и трещинах пласта и не блокирует участки прорыва воды.

Существенными отличительными признаками предлагаемого технического решения являются:
1. Использование гранулированного технического углерода. Диаметр гранул техуглерода достигает 2,5 3 мм. В процессе приготовления дисперсии и ее закачки в пласт часть гранул дробится на более мелкие частицы, достигая размера 0,001 мкм, что обеспечивает возможность воздействия на поры и трещины пласта различного сечения. При этом происходит закупорка или снижение проницаемости каналов, а также коагуляция остаточной нефти.

2. Использование в качестве стабилизатора дисперсии нефти и/или нефтепродукта. Это позволяет готовить устойчивые дисперсии с различным содержанием и дисперсностью техуглерода, а также варьировать вязкость состава в широких пределах как за счет концентрации техуглерода, так и за счет вязкости самой органической фазы.

3. Соотношение компонентов в составе и их концентрации. При указанном соотношении и концентрациях компонентов обеспечивается устойчивость состава, регулируются его вязкость и изолирующие свойства.

Для приготовления разработанного состава используют углерод технический, выпускаемый согласно ГОСТ 7885-86.

Эффективность предлагаемого состава исследуют в лабораторных условиях и оценивают по изменению соотношения скоростей фильтрации жидкости в колонках различной проницаемости и приросту коэффициента нефтевытеснения, которые рассчитывают по изменению дебитов жидкости и дополнительно извлеченной нефти соответственно. Определения производят на установке для исследования процессов нефтевытеснения химреагентами и фильтрации в пористых средах, сконструированной на базе стандартной установки типа УИПК.

Подготовку модели пласта и жидкостей к эксперименту проводят в соответствии с СТП 0148070-013-91 "Методика проведения лабораторных исследований по вытеснению нефти химреагентами".

Пример. Определение эффективности состава по ограничению притока пластовых вод (выравнивание фильтрационных потоков).

Исследования проводят на модели пласта, состоящей из двух пропластков различной проницаемости, представленных насыпными колонками длиной 40 и диаметром 3,7 см. Пропластки последовательно насыщают минерализованной водой до 100% -ной обводненности продукции. После этого проводят закачку составов объемом 10 30% V пор, содержащих техуглерод, с концентрацией последнего 0,01 15% и различным содержанием нефти и/или нефтепродукта. Аналогичным образом испытывают способ по прототипу.

Результаты приведены в таблице.

Состав для лабораторных испытаний готовят следующим образом. Навеску гранулированного техуглерода частично измельчают в ступке либо с помощью специального антикоагулянта, помещают в емкость и добавляют расчетное количество воды. Полученную суспензию перемешивают, а затем приливают соответствующее количество нефти и/или нефтепродуктов. Композицию дополнительно перемешивают и закачивают в модель пласта.

Анализ приведенных в таблице данных показывает, что предлагаемый состав позволяет существенно увеличить эффективность воздействия на неоднородный пласт с целью ограничения притока пластовых вод.

В примере, в опытах 2 6 показана область применения нового способа, в опытах 1 и 7 запредельные соотношения компонентов состава, при которых способ малоэффективен. Граничные значения концентраций реагентов определены, исходя из следующих результатов. При концентрации техуглерода и нефти ниже 0,02 и 5% соответственно выравнивания скорости фильтрации в модели пласта практически не наблюдается, поэтому и прирост коэффициента незначителен. С другой стороны, при высоких концентрациях компонентов образуется вязкая масса, которая блокирует высокопроницаемую колонку (пропласток), скорость фильтрации жидкости по ней резко падает, т.е. выравнивания скоростей фильтрации не происходит. И несмотря на то что прирост коэффициента нефтевытеснения достаточно высок, такой состав использовать нецелесообразно, т.к. высокопроницаемая колонка фактически выключается из процесса.

В опытах 3 5 показано использование состава, содержащего нефть и другие нефтепродукты.

В опыте 8 показано использование состава по прототипу. В этом случае перераспределение фильтрационных потоков незначительно, а прирост коэффициента нефтевытеснения достигается за счет наличия в составе НПАВ.

Таким образом, полученные результаты показывают эффективность использования предлагаемого состава по ограничению притока пластовых вод и увеличению нефтеотдачи пластов.

На практике способ реализуют следующим образом. С учетом приемистости нагнетательной скважины, особенностей опытного участка и его геологии рассчитывают необходимый объем состава и концентрации компонентов.

С помощью эжектора гранулированный техуглерод дозируют в емкость с водой при перемешивании. Затем приготовленную суспензию под давлением закачивают в скважину, дозируя в нее с помощью насосного агрегата нефть и/или нефтепродукт, либо добавляют нефть к водной суспензии техуглерода, перемешивают, а затем закачивают. После этого скважину эксплуатируют в заданном режиме.

Промысловые испытания состава проведены на двух опытных участках пл. БВ₈ Самотлорского месторождения (нагнетательные скважины NN 522, 35309). В каждую из скважин было закачано по 200 м³ состава, содержащего 7,1 и 6,4 т техуглерода соответственно и 20 т нефти (вода - остальное). После обработки отмечено снижение приемистости по скважине N 522 с 504 до 420 м³/сут, а по скважине N 35309 с 456 до 420 м⁶/сут. Полученные данные указывают на эффективность воздействия на продуктивный пласт с целью ограничения притока пластовых вод.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для ограничения притоков пластовых вод. Сущность изобретения: выравнивание фронта приемистости нагнетательных скважин и ограничение притока пластовых вод за счет снижения проницаемости водопромытых зон пласта, достигаемого закачкой дисперсии гранулированного технического углерода и нефти и/или нефтепродукта в воде при следующем содержании компонентов в составе (мас. %): гранулированный технический углерод 0,02 - 10; нефть и/или нефтепродукт 5 - 50; вода - остальное. Состав используют путем закачки в пласт через нагнетательную скважину. 1 табл.

Состав для ограничения притока пластовых вод, содержащий твердый дисперсный наполнитель, стабилизатор дисперсии и воду, отличающийся тем, что в качестве гранулированного дисперсного наполнителя используют гранулированный технический углерод, в качестве стабилизатора дисперсии используют нефть и/или нефтепродукт при следующем соотношении компонентов, мас.

Гранулированный технический углерод 0,02 10,0
Нефть и/или нефтепродукт 5 50
Вода Остальноеу