Способ регулирования проницаемости неоднородной нефтяной залежи Российский патент 2004 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам регулирования проницаемости неоднородных нефтяных залежей, применяемым для повышения нефтеотдачи нефтяных месторождений с терригенными пластами.

Известен способ, включающий последовательную закачку в пласт растворов хлористого алюминия и щелочи (М. Кристиан и др. Увеличение продуктивности и приемистости скважин. М.: Недра, 1985, с.73-74, 96). Недостатком данного способа является недостаточная эффективность, связанная с узостью области соотношений реагентов, при которых образуется тампонажная масса гелей и осадков гидроксида алюминия (гели и осадки гидроксида алюминия растворимы в избытке исходных реагентов). Таким образом, значительная часть оторочек реагентов в геле и осадкообразовании не участвует.

Известен гелеобразующий состав (Алтунина Л.К., Кувшинов В.А. Неорганические гели для увеличения нефтеотдачи неоднородных пластов с высокой температурой // Нефтяное хозяйство. - 1995. -№4. - С.36-38), состоящий из солей алюминия и карбамида. Гелеобразование происходит в результате гидролиза карбамида под действием повышенных пластовых температур. Недостатком является невозможность использования данного состава в условиях месторождений с низкими пластовыми температурами.

Известен состав для регулирования проницаемости пласта по патенту РФ №2126083, Е 21 В 43/22, механизм действия которого основан на образовании студенистого осадка (геля) гидроксида алюминия в результате взаимодействия щелочей со смесью растворов алюмохлорида и соляной кислоты. Недостатком данного способа является недостаточная эффективность, связанная с узостью области соотношений реагентов, при которых образуется тампонажная масса гелей и осадков гидроксида алюминия, а также непроизводительным расходом щелочи на нейтрализацию соляной кислоты.

Наиболее близким по технической сущности является способ (патент РФ №2123104, Е 21В 43/22), включающий последовательную закачку в пласт растворов солей алюминия, буферной жидкости и щелочного раствора, причем раствор соли алюминия и (или) щелочной раствор, и (или) буфер содержат водорастворимую добавку (полимер). Водорастворимый полимер позволяет расширить область соотношений реагентов, в котором образуются гели и осадки, однако, в недостаточной степени. Поэтому недостатками данного способа являются недостаточная эффективность и низкая технологичность, связанная с медленной скоростью растворения полимеров в технологических жидкостях.

Таким образом, существует проблема повышения эффективности технологий, основанных на использовании растворов солей алюминия, что может быть достигнуто увеличением:

- размеров области соотношений между исходными реагентами (растворами солей алюминия и щелочей), при которой происходит образование тампонажной массы (гелей и осадков),

- объема тампонажной массы, образуемой осадкогелеобразующей композицией в пласте.

Задачей изобретения является повышение эффективности регулирования проницаемости неоднородных пластов нефтяных месторождений.

Указанная задача решается тем, что в способе регулирования проницаемости неоднородной нефтяной залежи, включающем последовательную закачку в пласт раствора соли алюминия, буферной жидкости и щелочного раствора, причем раствор соли алюминия и/или щелочной раствор, и/или буферная жидкость содержат водорастворимую добавку, в качестве водорастворимой добавки используют лигносульфонат, раствор соли алюминия дополнительно содержит ингибитор коррозии, минерализованную воду с плотностью не менее 1020 кг/м³ или раствор хлорида кальция с концентрацией не менее 1%, в качестве буферной жидкости используют пресную воду, а оторочки реагентов продавливают в пласт раствором ингибитора коррозии в закачиваемой воде.

Для приготовления раствора соли алюминия используют водорастворимые соли алюминия, например хлорид, сульфат или нитрат алюминия или алюминий-содержащие водные растворы (отходы производства), например алюмохлорид или гидроксиалюминий хлорид (отходы алкилирования бензола по ТУ 38.02163-94 или ТУ 38.102612-88) и т.п. При приготовлении растворов алюминия соли растворяются (разбавляются) в минерализованной воде нефтяных месторождений или растворах хлорида кальция или их смесях с пресной водой. Плотность используемых минерализованной воды и раствора хлорида кальция должна быть не менее 1020 кг/м³.

В качестве щелочи используется технический гидроксид натрия (едкий натр), например, по ГОСТ 11078-78 или 2263-79 и т.п. Для приготовления растворов щелочи используют техническую пресную воду.

В способе используются технические лигносульфонаты (отходы целлюлозно-бумажной промышленности) или концентрированная сульфитспиртовая бражка (КССБ) и т.п.

В качестве ингибиторов коррозии используются ингибиторы водной или кислотной коррозии, содержащие катионактивные поверхностно-активные вещества (КПАВ), например В-2, ВНПП-2В, Синол-ИКК, Север 1М, Рекод 608, Азимут 14Б и т.п.

В качестве технической пресной воды для приготовления растворов и разделительных буферных жидкостей может быть использована вода из поверхностных пресных источников или артезианских скважин.

Эффективность достигается следующим способом. При смешении в водонасыщенных высокопроницаемых пропластках и зонах пласта оторочек растворов соли алюминия и щелочи происходит образование гелей и гелеобразных осадков, снижающих проницаемость обводненных высокопроницаемых зон и пропластков. Введение в состав растворов лигносульфонатов позволяет значительно увеличить объем гелей и осадков в области избытка соли алюминия (кислотной области), т.к. лигносульфонаты (R-СН(ОН)-SО₃Nа) вступают в реакцию с основными солями алюминия с образованием гелей и осадков:

Al(OH)Cl₂+2*R-СН(ОН)-SO₃Nа=А1(ОН)(R-СН(ОН)-SO₃)₂↓+2*NaCl

А1(ОН)₃С1+R-CH(OH)-SO₂Na=А1(ОН)₂(R-СН(ОН)-SO₃)↓+NaCl

Таким образом, механизм взаимодействия лигносульфоната с солями алюминия отличается от механизма сшивки полимеров ионами многовалентных металлов, использованного в прототипе. В настоящем случае происходит не сшивка молекул лигносульфоната, а непосредственное участие лигносульфоната в образовании гелей и осадков.

Использование в качестве добавки к раствору соли алюминия рассола (минерализованной воды или раствора хлорида кальция) заметно расширяет область гелеобразования в щелочной области (т.е. области избытка щелочи). Механизм действия рассола заключается в снижении щелочности раствора, что приводит к уменьшению степени растворения гидроксида алюминия. Кроме того, происходит соосаждение гидроксидов алюминия, железа, кальция и магния, причем лигносульфонат (ЛГС) также осаждается (захватывается гелями и осадками), т.е. участвует в процессе образовании тампонажной массы и в щелочной области, что отличает заявляемый состав от прототипа, в котором полимер выступает в качестве флокулянта, связывающего в более крупные агрегаты коллоидные частицы гелей и осадков.

Таким образом, совместное воздействие лигносульфоната и рассола позволяет расширить область соотношений исходных реагентов, в которой происходит образование тампонажной массы, и увеличить объем и плотность образующихся гелей и гелеобразных осадков, что приведет к повышению эффективности воздействия на неоднородные пласты нефтяных месторождений.

В результате применения осадко- и гелеобразующих технологий происходит обычно снижение приемистости нагнетательных скважин. Значительное снижение приемистости нагнетательных скважин недопустимо, т.к. приводит к нарушению режима работы добывающих скважин. Для предотвращения значительного снижения приемистости необходимо одновременно со снижением удаленных от забоя зон увеличить проницаемость (очистить) зону пласта у забоя скважины. Введение КПАВ - ингибиторов коррозии в состав раствора соли алюминия позволяет более эффективно удалять кислоторастворимые осадки в призабойной зоне пласта, а также предохраняет подземное оборудование и трубы от коррозии. Закачка щелочного раствора позволяет удалить из призабойной зоны пласта окисленные нефтепродукты и другие кольматирующие примеси. Таким образом, в результате воздействия происходит очистка призабойной зоны пласта, и закачка оторочек реагентов не приведет к значительному снижению приемистости нагнетательных скважин. Кроме того, КПАВ улучшает сцепление гелевых частиц с породой пласта.

В результате последовательной закачки растворов алюминия и щелочи происходит удаление защитного слоя с металлических поверхностей труб и подземного оборудования. Поэтому в качестве продавочной жидкости необходимо использовать раствор ингибитора коррозии в закачиваемой воде.

Таким образом, в результате применения заявляемого способа происходит очистка призабойной зоны пласта, а в водонасыщенных, водопроводящих каналах, участках и пропластках образуется большой объем гелей и осадков, что приводит к выравниванию фронта заводнения, вытеснению остаточной нефти, снижению обводненности продукции, уменьшению непроизводительной закачки воды и вовлечению в разработку плохо дренированных участков пласта.

Способ регулирования проницаемости неоднородной нефтяной залежи может быть применен на средней и поздней стадиях разработки нефтяных месторождений с неоднородными по проницаемости терригенными пластами. Эффективность способа определяют экспериментально по ниже описанным методикам. Результаты исследований приведены в нижеописанных примерах.

Пример 1

Способность геле- и осадкообразующих композиций регулировать (снижать) проницаемость неоднородного нефтяного пласта главным образом определяется объемом образуемой тампонажной массы. Поэтому было проведено исследование гелеобразования при использовании прототипа и заявляемого способа. Исследование проводили по следующей методике. Раствор соли алюминия и щелочной раствор (раствор гидроксида натрия + водорастворимая добавка и т.д.) смешивали в различных объемных соотношениях в мерных пробирках. Концентрацию солей алюминия и щелочи подбирали таким образом, чтобы точка эквивалентности соответствовала смешению равных объемов реагентов. Затем полученные смеси оставляли в покое до прекращения изменения вида и объема гелей и осадков. В данном случае изменение объема и вида осадков практически прекращается через 10-11 суток выдержки при 20-22°С. Объем состаренных гелей и осадков определяли визуально, и объемную долю гелей и осадков (α) рассчитывали по следующей формуле:

α=(Voc/Voб)*100%,

где Voc - объем геля (осадка), мл, Voб - общий объем смешанных растворов, мл. Результаты экспериментов приведены в табл.1.

Полученные данные показывают, что по сравнению с прототипом в заявляемом способе объем тампонажной массы увеличивается в 1,3-41 раз. Значительно расширяется и область соотношений растворов реагентов, при которой происходит значительное осадкогелеобразование. Так, в прототипе эта область соответствует смесям, содержащим соответственно 30-60% раствора соли алюминия и 70-40% щелочного раствора, а в заявляемом способе эта область соответствует смесям, содержащим 10-80% раствора соли алюминия и 90-20% щелочного раствора, соответственно. Таким образом, область соотношений реагентов, при которой происходит значительное образование тампонажной массы, увеличивается более чем в 2 раза.

Пример 2

В табл.2 приведены результаты исследования влияния концентрации ЛГС на гелеобразование. По мере роста концентрации ЛГС в системе наблюдается увеличение объема гелей и осадков. При концентрации ЛГС (в пересчете на сухое вещество), равной 2,5% и выше, процесс гелеобразования перестает заметно зависеть от концентрации ЛГС.

Лигносульфонаты содержатся и в КССБ, который является продуктом микробиологической переработки ЛГС. Данные табл. 3 показывают, что КССБ является эффективной добавкой к гелеобразующей композиции. При концентрации КССБ (товарной формы), равной 2,5% и выше, процесс гелеобразования перестает зависеть от концентрации КССБ.

Пример 3

Результаты исследования уровня минерализации (плотности) воды и концентрации раствора хлорида кальция на геле- и осадкообразование в системах: алюмохлорид (AX) + лигносульфонат + гидроксид натрия. Результаты эксперимента представлены в табл.4-5.

Гелеобразование в области избытка солей алюминия (кислотной области) относительно мало зависит от концентрации хлорида кальция и плотности минерализованной воды. Это объясняется тем, что при избытке алюмохлорида основным осадкообразующим ионом является ион алюминия. В области избытка раствора щелочи (щелочной области) по мере роста плотности минерализованной воды наблюдается первоначально увеличение объема осадка, что связано с ростом концентрации ионов двухвалентных металлов. При плотности воды 1100 кг/м³ и выше гелеобразование в щелочной области перестает зависеть от уровня минерализации вод. Концентрация хлористого кальция не оказывает существенного влияния на гелеобразование (при концентрации хлористого кальция, равной 3% и более).

Пример 4

ЛГС хорошо растворим в щелочах и растворах алюмохлорида. Поэтому было проведено сопоставление результатов исследования осадкообразования в системах (АХ+ЛГС+рассол) + NaOH и (АХ+рассол) + (NaOH+ЛГС). Данные, представленные в табл.6, показывают, что гелеобразование в системах (АХ+ЛГС+рассол) + NaOH и (АХ+рассол) + (NaOH+ЛГС) практически одинаково.

Пример 5

Проведено фильтрационное исследование способа по прототипу и заявляемого способа с использованием общепринятых методик. Действие гелеобразующих композиций оценивали по максимальному и остаточному факторам сопротивления насыпных моделей пласта. Результаты эксперимента приведены в табл.7. Данные табл. 7 показывают, что заявляемый способ по сравнению с прототипом способен в 2-2,5 раз больше снижать проницаемость высокопроницаемых пористых сред.

Пример 6

Результаты исследования влияния ингибиторов коррозии на коррозионную активность раствора соли алюминия приведены в табл.8. Исследование проводили по стандартной методике. Обнаружено, что раствор соли алюминия при использовании по прототипу обладает высокой коррозионной активностью, сопоставимой с коррозионной активностью неингибированной соляной кислоты. Ингибиторы коррозии эффективно защищают металлические поверхности от воздействия раствора солей алюминия по заявляемому способу.

Полученные данные подтверждают высокую эффективность заявляемого способа. Применение способа в нефтедобывающей промышленности позволит повысить эффективность извлечения нефти из неоднородных коллекторов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам регулирования проницаемости неоднородных нефтяных залежей, применяемым для повышения нефтеотдачи нефтяных месторождений с терригенными пластами. Техническим результатом является повышение эффективности регулирования проницаемости неоднородных пластов нефтяных месторождений. В способе регулирования проницаемости неоднородной нефтяной залежи, включающем последовательную закачку в пласт раствора соли алюминия, буферной жидкости и щелочного раствора, причем раствор соли алюминия и/или щелочной раствор, и/или буферная жидкость содержат водорастворимую добавку, в качестве водорастворимой добавки используют лигносульфонат, раствор соли алюминия дополнительно содержит ингибитор коррозии, минерализованную воду с плотностью не менее 1020 кг/м³ или раствор хлорида кальция с концентрацией не менее 1%, в качестве буферной жидкости используют пресную воду, а оторочки реагентов продавливают в пласт раствором ингибитора коррозии в закачиваемой воде. 8 табл.

Способ регулирования проницаемости неоднородной нефтяной залежи, включающий последовательную закачку в пласт раствора соли алюминия, буферной жидкости и щелочного раствора, причем раствор соли алюминия, и/или щелочной раствор, и/или буферная жидкость содержат водорастворимую добавку, отличающийся тем, что в качестве водорастворимой добавки используют лигносульфонат, раствор соли алюминия дополнительно содержит ингибитор коррозии, минерализованную воду с плотностью не менее 1020 кг/м³ или раствор хлорида кальция с концентрацией не менее 1%, в качестве буферной жидкости используют пресную воду, а оторочки реагентов продавливают в пласт раствором ингибитора коррозии в закачиваемой воде.