СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПЛАСТА Российский патент 2000 года по МПК E21B43/22 E21B43/32 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в нефтяные и газовые скважины и выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах.

Известен способ вытеснения нефти из неоднородных коллекторов путем регулирования проницаемости гелеобразующей композицией на основе цеолитсодержащего компонента, изготовленного по ТУ 38.1011366-94, и соляной кислоты (Овсюков А.В. и др. Исследование гелеобразующей композиции на основе цеолитсодержащего компонента. Нефтепромысловое дело, N 11, 1996, с.25). Недостатком известного технического решения является низкая технологическая и экономическая эффективность.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки нефтяных месторождений, заключающийся в закачке в пласт через скважину эмульсеобразующей оторочки, гелеобразующей оторочки и снова эмульсеобразующей оторочки (см. патент RU N2094601, E 21 B 43/22, 27.10.1977).

Задачей изобретения является увеличение эффективности снижения проницаемости обводненного высокопроницаемого коллектора и повышение рентабельности добычи нефти путем применения более дешевых реагентов и упрощения технологии подготовки композиции.

Указанная задача достигается тем, что в способе регулирования проницаемости пласта путем закачки в пласт через нагнетательную или добывающую скважину гелеобразующего раствора до и после закачки гелеобразующего раствора закачивают эмульсеобразующую оторочку, причем в качестве гелеобразующего раствора используют реагенты в следующем соотношении, мас.%: цеолит 4 - 8, алюмохлорид 5 - 14, соляная кислота 2 - 4, вода остальное; а в качестве эмульсеобразующей оторочки используют раствор неионогенного поверхностно-активного вещества в нефти, и эмульсеобразующую и гелеобразующую оторочки подают при объемном соотношении от 1:1:1 до 1:2:1.

Введение алюмохлорида в гелеобразующий состав позволяет по данным лабораторных исследований увеличить прочность образующегося геля, что позволяет сохранить образовавшийся в пласте гель при высоких градиентах давления. Также упрощается процесс приготовления рабочего раствора. Цеолит в растворе хлористого алюминия можно приготовить заранее на реагентной базе, только затем добавление водного раствора соляной кислоты осуществлять на скважине, что позволяет повысить технологичность и упростить осуществление процесса приготовления и закачивания композиции.

Закаченный состав в пластовых условиях образует через определенное время гель, обладающий повышенной прочностью и способствующий ограничению фильтрации закачиваемой воды в высокопроницаемых промытых участках пласта.

Физико-химическая сущность применения метода заключается в том, что первая эмульсеобразующая оторочка в виде эмульсии НПАВ в нефти фильтруется в наиболее проницаемые участки и трещины, образуя при взаимодействии с водой структурированные эмульсии. Вторая, гелеобразующая оторочка, на основе цеолита, алюмохлорида и соляной кислоты, являясь истинным раствором, фильтруется в промытую поровую зону участка, и гель образуется непосредственно в пласте. Третья, эмульсеобразующая оторочка на основе нефти и НПАВ, изолируя гелевую композицию, создает благоприятные условия для образования прочного геля.

Алюмохлорид - продукт, получаемый при отмывке раствором хлористого алюминия реакционной массы в процессе алкилирования бензола пропиленом; является отходом производства изопропиленбензола, выпускаемого в соответствии с ТУ 38.102163-84. Алюмохлорид представляет собой жидкость светло-желтого или серого с зеленоватым оттенком цвета плотностью 1,181-1,247 г/см³ с содержанием основного вещества в пересчете на AlCl₃ в пределах 200-300 г/л.

Цеолит - минерал, содержит в своем составе окислы кремния, натрия, алюминия, калия, - NaAlSiO₄ (2...3) H₂O, выпускаемый по ТУ 381011366-94.

Кислота соляная синтетическая техническая выпускается в соответствии с ГОСТ 857-88. Представляет собой водный раствор хлористого водорода (HCl) с концентрацией 31,5-35,0% в зависимости от марки. По внешнему виду прозрачная бесцветная, желтоватая или желтая жидкость.

Способ осуществляют следующим образом.

Останавливают нагнетательную скважину, последовательно закачивают первую эмульсеобразующую оторочку - 0,02% раствор НПАВ (АФ₉-12, АФ₉-6, нефтенол) в нефти, затем гелеобразующую оторочку в виде смеси цеолита в алюмохлориде и соляной кислоты. Затем закачивается третья оторочка - эмульсеобразующий раствор НПАВ в нефти. Далее осуществляют продавку сточной водой. После завершения технологического процесса скважину останавливают на реагирование на 72 часа.

Сравнение известного и предлагаемого способов проведены по результатам лабораторных и промысловых опытов.

Пример 1. Оптимальные массовые соотношения компонентов цеолита, алюмохлорида, соляной кислоты выбраны по продолжительности времени гелеобразования. Наиболее удобной для промыслового осуществления способа продолжительностью гелеобразования является промежуток от 8 до 72 часов. Из табл. 1 видно, что оптимальными массовыми соотношениями компонентов оказались: цеолит 8%, алюмохлорид 5 - 14%, соляная кислота 2 - 4%. Сравнение способов в лабораторных условиях осуществлено по результатам снижения проницаемости пористой среды. В опытах по фильтрации использованы образцы пористой среды длиной 300 мм, диаметром 50 мм, наполненные кварцевым песком или молотым известняком фракций 0,05-1,20 мм. Керны предварительно насыщались сточной водой плотностью 1156 кг/м³. Фильтрация проводилась при постоянном перепаде давления. Проницаемость определялась при фильтрации сточной воды. Закачивали 100 мл гелеобразующего раствора по прототипу (опыт 1), а также эмульсеобразующие и гелеобразующую оторочки по предлагаемому способу в объемных соотношениях, указанных в табл. 2 (опыты 2 - 5).

Из результатов опытов по изучению фильтрационных свойств при применении известного технического решения и предлагаемого способа разработки нефтяных месторождений, приведенных в табл. 2, видно, что заявляемый способ позволяет значительно улучшить степень снижения проницаемости водонасыщенной части пласта, тем самым увеличить охват пласта заводнением. При объемном соотношении оторочек от 1:1:1 до 1:2:1 снижение проницаемости модели пласта по воде достигает 76,9 - 95,6%, что на 26,9% выше, чем при применении известного метода.

Пример 2. Пласт Д1 эксплуатируется 1 нагнетательной и 4 добывающими скважинами. Эффективная нефтенасыщенная толщина 5,7 м. Плотность закачиваемой воды 1118 кг/м³. Приемистость скважины при 9,5 МПа 320 м³/сут. Проницаемость пласта 0,18 - 0,24 мкм². Обводненность продукции добывающих скважин 93 - 96%, среднесуточный дебит нефти 3,2 - 6,4 м³/сут.

До и после закачки гелеобразующего состава подавали эмульсеобразующую оторочку в объеме по 24 м³ (0,5 м³ Неонола АФ₉-6 и 23,5 м³ нефти). Гелеобразующая композиция включала 2 т цеолита в 24 м³ 22%-ного алюмохлорида и 20 м³ раствора 8% соляной кислоты. Скважину останавливали на реагирование в течение 72 часов.

Снижение обводненности продукции добывающих скважин после закачивания составило от 10 до 50%. Технологическая эффективность в виде дополнительной добычи нефти за анализируемый период составила 6170 тонн нефти.

Пример 3. Известный способ испытан на опытном участке, эксплуатируемом 1 нагнетательной и 5 добывающими скважинами, пласт Д1. Эффективная нефтенасыщенная толщина 6,2 м. Плотность закачиваемой воды 1156 кг/м³. Приемистость нагнетательной скважины при 10 МПа 300 м³/сут. Обводненность продукции добывающих скважин 92 - 94%, дебиты по нефти 4,6 - 7,5 м³/сут.

В нагнетательную скважину закачано 50 м³ закупоривающего раствора, который готовился смешением 5 т нефелина, 12 м³ технической ингибированной соляной кислоты с концентрацией 26 мас.% и 28 м³ закачиваемой воды. После окончания закачивания закупоривающего раствора проводят очистку забоя скважины промыванием водой ствола и затрубного пространства скважины и проталкивают раствор закачиваемой воды объемом 40 м³. Затем останавливают скважину на реакцию гелеобразования на 72 часа.

В результате применения метода снижение обводненности продукции добывающих скважин составило 5,0 - 8,0%. Дополнительно добыто 1900 т нефти, что значительно ниже, чем при использовании заявляемого способа.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в нефтяные и газовые скважины и выравнивания профиля приемистости. Способ осуществляют путем закачки в пласт через нагнетательную или добывающую скважину эмульсеобразующего и гелеобразующего растворов, при этом эмульсеобразующую оторочку закачивают до и после введения гелеобразующего раствора при объемном соотношении от 1:1:1 до 1:2:1, в качестве эмульсеобразующей оторочки используют раствор поверхностно-активного вещества в нефти, а в качестве гелеобразующего раствора - смесь растворенного в алюмохлориде цеолита и водного раствора соляной кислоты. Технический результат - снижение проницаемости обводненного высокопроницаемого коллектора и повышение рентабельности добычи нефти путем применения более дешевых реагентов и упрощения технологии подготовки композиции. 2 з.п.ф-лы, 2 табл.

1. Способ регулирования проницаемости пласта путем закачки в пласт через нагнетательную или добывающую скважину эмульсеобразующей оторочки, гелеобразующего раствора и затем снова эмульсеобразующей оторочки, отличающийся тем, что в качестве гелеобразующего раствора используют реагенты при следующем соотношении, мас.%:
Цолит - 4,0 - 8,0
Алюмохлорид - 10,0 - 28,0
Соляная кислота - 2,0 - 4,6
Вода - Остальное
2. Способ по п. 1, отличающаяся тем, что в качестве эмульсеобразующей оторочки используют раствор неионогенного поверхностно-активного вещества в нефти. 3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что эмульсеобразующие оторочки и гелеобразующий раствор подают при объемном соотношении от 1 : 1 : 1 до 1 : 2 : 1.