СПОСОБ ОБРАБОТКИ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА Российский патент 1999 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам обработки нефтяных пластов для изоляции промытых водой высокопроницаемых интервалов.

Известен способ обработки нефтяного пласта путем поочередной закачки раствора полиакриламида и глинистой дисперсии [1]. Способ недостаточно эффективен, т. к. не позволяет изолировать сравнительно удаленные от призабойной зоны участки пласта.

Известен способ обработки нефтяного пласта с использованием растворов поликатионитов и глинистой дисперсии [2]. Способ также не позволяет изолировать сравнительно удаленные от призабойной зоны участки пласта.

Известен способ обработки нефтяного пласта [3] путем последовательной закачки 1-30% водного раствора соли алюминия, кальция, магния; далее 0,001-0,1% водного раствора полимера - полиакриламида, КМЦ и суспензии дисперсных минеральных частиц - глинистой суспензии; каждую из оторочек продавливают буферной жидкостью - водой с повторением цикла 2-5 раз и последующей закачкой вытесняющего агента - воды.

Недостатками прототипа [3] являются невозможность изоляции сравнительно удаленных от призабойной зоны участков пласта, а также то, что в качестве флокулянта - стабилизатора глинистой дисперсной системы используют дорогостоящие водорастворимые полимеры.

Решаемая предлагаемым изобретением задача и ожидаемый технический результат заключаются в повышении эффективности способа обработки нефтяного пласта глинистой дисперсной системой за счет изоляции сравнительно удаленных от призабойной зоны участков пласта при удешевлении способа. Соответственно увеличатся охват пласта воздействием и добыча нефти и снизится обводненность продукции.

Поставленная задача решается тем, что в способе обработки нефтяного пласта путем последовательной закачки водного раствора соли и водной глинистой системы, в качестве водного раствора соли закачивают оторочку минерализованной воды, а в качестве водной глинистой системы - глинистую дисперсную систему, содержащую глину порядка 3 мас.% и 60%-ный кубовый остаток производства синтетического глицерина "Полиглицерин" или этиленгликоля, получаемого гидратацией окиси этилена, "Полигликоль" - остальное и дополнительно закачивают после глинистой системы оторочку реагента, повышающего набухание глины относительно ее набухания в глинистой дисперсной системе, в объеме, в 15-30 раз большем объема оторочки глинистой дисперсной системы
Кубовый остаток производства синтетического глицерина - "Полиглицерин" представляет собой попутный продукт производства синтетического глицерина. Общая формула реагента
CH₂OHCHOHCH₂O(CH₂CHOHCH₂O)_nH,
где n = 1-3.

Полиглицерин негорюч, невзрывоопасен, нетоксичен и не образует токсичных соединений в воздушной среде. Выпускается Стерлитамакским ПО "Каустик" (ТУ 6-01-0203314-92-89). Представляет собой жидкость темно-коричневого цвета с pH 12-14 и массовой долей, %: основного вещества - не менее 45, хлорида натрия - не более 15, воды - не более 40. Известно применение полиглицерина, например, для снижения адсорбции НПАВ, применяемых для повышения нефтеотдачи [4].

Кубовый остаток производства этиленгликоля, получаемого гидратацией окиси этилена, представляет собой смесь гликолей (ди-, три-, тетраэтиленгликоля и т.д.) плотностью не менее 1075 кг/м³ (ТУ 38 30 214-88). Применяется в качестве добавок к котельному топливу и охлаждающих жидкостей по названием "Полигликоль".

Повышение эффективности способа обработки нефтяного пласта за счет изоляции более удаленных по сравнению с прототипом участков пласта достигается вследствие экспериментально установленных авторами фактов подавления процесса набухания глинистых частиц в концентрированных растворах "Полиглицерина" и "Полигликоля" и, наоборот, усиления процесса набухания глинистых частиц в сильно разбавленных растворах "Полиглицерина" и "Полигликоля" и в некоторых реагентах.

В табл. 1 представлены результаты опытов по исследованию процессов набухания 3%-ной дисперсной системы бентонитовой глины в разных средах.

Как видно из табл. 1, коэффициент набухания глины в концентрированных растворах олигомеров многоатомных спиртов минимален, что и обеспечивает увеличение глубины проникновения изолирующего агента в пласт, а коэффициент набухания глины в растворах некоторых реагентов (п.п. 8-11 табл. 1) максимален, что обеспечивает последующее набухание глины и надежную изоляцию высокопроницаемых интервалов, уже более удаленных от призабойной зоны.

Установленные авторами в качестве реагентов, повышающих набухание глины относительно ее набухания в дисперсной системе, аминоуксусная кислота 0.5%, моноэтаноламин 0.5%, кислый гудрон, нейтрализованный NH₄OH или NaOH, 0.5% допущены к применению в нефтедобывающей промышленности.

Способ осуществляется следующей последовательностью операций.

1. Закачка оторочки минерализованной воды.

2. Закачка оторочки глинистой дисперсной системы.

3. Закачка оторочки реагента, повышающего набухание глины относительно ее набухания в глинистой дисперсной системе, в объеме, в 15-30 раз большем объема оторочки глинистой дисперсной системы.

Пример конкретного осуществления способа. На нагнетательную скважину с приемистостью 360 м³/сут при 150 атм месторождения X, представленного продуктивным пластом Девона со средней мощностью пласта 6.5 м и открытой поверхностью 0.20, завозят полиглицерин и глинопорошок.

После закачки небольшой (50-100 м³) оторочки минерализованной воды закачивают 60 м³ примерно 3%-ной глинистой дисперсии в 60%-ном полиглицерине.

Затем производят закачку 1800 м³ 0.5% раствора моноэтаноламина, повышающего набухаемость глины.

В результате обработки пласта приемистость скважины составила 270 м³/сут при 150 атм, а дополнительная добыча нефти составила 2100 т.

Таким образом, предлагаемый способ обработки нефтяного пласта эффективен и промышленно применим без дорогостоящих водорастворимых полимеров.

Источники информации
1. Газизов А.Ш. Повышение нефтеотдачи пластов ограничением движения вод химреагентами //Нефтяное хозяйство, - 1992. - N 1. - с. 20.

2. Патент РФ N 2061855, E 21 B 43/22, опубл. БИ N 16, 1996.

3. Патент РФ N 2039225, E 21 B 43/22, 33/138, опубл. БИ N 19, 1995 г.

4. Игнатьева В.Е., Силищев Н.Н., Нигматуллина Р.Ф. и др. Совершенствование технологии применения НПАВ //Нефтяное хозяйство. - 1992. - N 6 - с. 49.

Способ относится к нефтяной промышленности, в частности к способам обработки нефтяных пластов для изоляции .промытых высокопроницаемых интервалов. Способ обработки нефтяного пласта путем последовательной закачки водного раствора соли, в качестве которого закачивают оторочку минерализованной воды, водной глинистой системы, в качестве которой закачивают глинистую дисперсную систему, содержащую глину порядка 3 мас.% и 60%-ный кубовый остаток производства синтетического глицерина "Полиглицерин"" или этиленгликоля, получаемого гидратацией окиси этилена, ""Полигликоль" - остальное, и дополнительно после глинистой системы закачивают оторочку реагента, повышающего набухание глины относительно ее набухания в глинистой дисперсной системе, в объеме, в 15-30 раз большем объема оторочки глинистой дисперсной системы. Техническим результатом является повышение эффективности обработки нефтяного пласта при ее удешевлении. 1 табл.

Способ обработки нефтяного пласта путем последовательной закачки водного раствора соли и водной глинистой системы, отличающийся тем, что в качестве водного раствора соли закачивают оторочку минерализованной воды, а в качестве водной глинистой системы - глинистую дисперсную систему, содержащую глину порядка 3 мас. % и 60%-ный кубовый остаток производства синтетического глицерина "Полиглицерин" или этиленгликоля, получаемого гидратацией окиси этилена, "Полигликоль" - остальное и дополнительно закачивают после глинистой системы оторочку реагента, повышающего набухание глины относительно ее набухания в глинистой дисперсной системе, в объеме, в 15 - 30 раз большем объема оторочки глинистой дисперсной системы.