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.

Наиболее близким аналогом к заявленному способу является способ обработки нефтяного пласта путем последовательной закачки 1-30% водного раствора соли алюминия, кальция, магния, далее до 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 (3).

Недостатками этого способа являются невозможность изоляции сравнительного удаленных от призабойной зоны участков пласта, а также то, что в качестве флокулянта - стабилизатора глинистой дисперсной системы используют дорогостоящие водорастворимые полимеры.

Задача, решаемая изобретением, и ожидаемый технический результат заключаются в повышении эффективности обработки нефтяного пласта глинистой дисперсной системой за счет изоляции сравнительно удаленных от призабойной зоны участков пласта, при удешевлении способа. Соответственно увеличиваются охват пласта воздействием и добыча нефти и снижается обводненность продукции.

Поставленная задача решается тем, что в способе обработки нефтяного пласта путем последовательной закачки водного раствора соли, водной глинистой системы и воды, в качестве водного раствора соли закачивают оторочку минерализованной воды, в качестве водной глинистой системы - глинистую дисперсную систему, содержащую глину порядка 3 мас.% и дополнительно 60%-ный кубовый остаток производства синтетического глицерина "Полиглицерин" или этиленгликоля, получаемого гидратацией окиси этилена, "Полигликоль" - остальное, а воду закачивают в виде оторочки пресной воды 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 3830 214-88). Применяется в качестве добавок к котельному топливу и охлаждающих жидкостей под названием "Полигликоль".

Повышение эффективности способа обработки нефтяного пласта за счет изоляции более удаленных по сравнению с прототипом участков пласта достигается вследствие экспериментально установленного авторами факта подавления процесса набухания глинистых частиц в концентрированных растворах "Полиглицерина" и "Полигликоля" и, наоборот, усиления процесса набухания глинистых частиц в сильно разбавленных растворах "Полиглицеринов" и "Полигликолей" и в пресной воде.

В таблице представлены результаты опытов по исследованию процессов набухания 3%-ной дисперсной системы бетонитовой глины в разных средах.

Как видно из таблицы, 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 пресной воде максимален, что обеспечивает последующее набухание глины и надежную изоляцию высокопроницаемых интервалов, уже более удаленных от призабойной зоны. В то же время коэффициент набухания глины по прототипу мало зависит от концентрации ПАВ.

Способ осуществляется следующей последовательностью операций.

1. Закачка оторочки минерализованной воды.

2. Закачка оторочки глинистой дисперсной системы.

3. Закачка оторочки пресной воды в объеме, в 15-20 раз большем объема оторочки глинистой системы.

Пример конкретного осуществления способа.

На нагнетательную скважину с приемистостью 480 м³/сут при 130 атм месторождения Х, представленного продуктивным пластом девона со средней мощностью пласта 10,5 м и открытой пористостью 0,21, завозят полиглицерин и глинопорошок.

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

После производят закачку пресной воды в объеме 1800 м³.

В результате обработки пласта приемистость скважины составила 288 м³ сут при 130 атм, а дополнительная добыча составила 3200 т нефти.

Таким образом, предлагаемый способ обработки нефтяного пласта эффективен и промышленно применим.

Источники информации
1. Газизов А.Ш. Повышение нефтеотдачи пластов ограничением движения вод химреагентами. - Нефтяное хозяйство, 1992, N 1, с. 20 - 32.

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

3. Патент РФ N 2039225, E 21 B 43/22, 1995.

4. Игнатьева В.Е. 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 водой высокопроницаемых интервалов. Способ обработки нефтяного пласта предусматривает последовательную закачку в качестве водного раствора соли оторочки минерализованной воды, в качестве водной глинистой системы - глинистой дисперсной системы, содержащей глины порядка 3 мас.% и дополнительно 60%-ный кубовый остаток производства синтетического глицерина "Полиглицерин" или этиленгликоля, получаемого гидратацией окиси этилена, полигликоль - остальное, и оторочки пресной воды в объеме, в 15-30 раз большем объема оторочки глинистой дисперсной системы. Техническим результатом является повышение эффективности обработки нефтяного пласта за счет изоляции сравнительно удаленных от призабойной зоны участков при ее удешевлении. 1 табл.

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