СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПЛАСТА Российский патент 2005 года по МПК E21B33/138 E21B43/32 

Описание патента на изобретение RU2262584C2

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

Известен способ закупоривания обводненного пласта, заключающийся в закачке в пласт через скважину эмульсеобразующей оторочки, гелеобразующей оторочки и снова эмульсеобразующей оторочки (патент РФ №2094601, Е 21 В 43/22, 27.10.1997). Состав не обладает достаточно высокой закупоривающей способностью обводненного коллектора.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому способу является способ регулирования проницаемости пласта, осуществляемый путем закачки в пласт через нагнетательную или добывающую скважину эмульсеобразующей и гелеобразующей оторочек, при этом эмульсеобразующую оторочку закачивают до и после гелеобразующей при объемном отношении от 1:1:1 до 1:2:1, в качестве эмульсеобразующего раствора используют раствор поверхностно-активного вещества в нефти, а в качестве гелеобразующего раствора - смесь растворенного в алюмохлориде цеолита и водного раствора соляной кислоты (патент РФ 2148160, Е 21 В 43/22, 43/32, 27.04.2000, Бюл. №12).

Недостатком указанного способа является низкая технологическая и экономическая эффективность.

Задачей изобретения является увеличение эффективности снижения проницаемости обводненного высокопроницаемого коллектора, а также повышение рентабельности добычи нефти путем применения дешевых реагентов и упрощения технологии подготовки закупоривающего состава.

Указанная задача достигается тем, что в способе регулирования проницаемости пласта, включающем закачку в пласт через нагнетательную или добывающую скважину разделяющей оторочки, рабочего агента, затем снова разделяющей оторочки и продавливание закаченных реагентов, согласно изобретению, в качестве рабочего агента используют жидкий отход производства цеолитов - маточный раствор цеолитов и водный раствор сильной кислоты, причем закачивают маточный раствор цеолитов отдельной оторочкой или закачивают одновременно или последовательно маточный раствор цеолитов с водным раствором сильной кислоты, в качестве разделяющей оторочки используют пресную воду, а в качестве продавливающей жидкости используют сточную воду.

Маточный раствор от кристаллизации цеолита типа NaX является отходом производства. Получается на стадии созревания кристаллов цеолита. Представляет собой водный раствор плотностью 1030-1065 кг/м3. Средний химический состав маточного раствора в пересчете на оксиды, г/л:

Na2O - 30-45

Al2O3 - 3,0-6,0

SiO2 - 20-30

Механические примеси - кристаллы цеолита, не более 5 мас.%. Раствор обладает щелочной реакцией, рН раствора находится в пределах 12,0-13,0.

В качестве водного раствора сильной кислоты может применяться, например, водный раствор кремнефтористоводородной кислоты, представляющий собой прозрачную жидкость с содержанием основного вещества 18-20 мас.%, соответствующий ТУ 2122-555-092209438-01 или - соляная кислота, ГОСТ 857-88, в виде 15%-ного водного раствора.

В качестве разделяющей оторочки используется пресная вода по ГОСТ 2874-82, массовая доля ионов кальция до 40 г/м3, ионов магния - до 10 г/м3, плотность - 1000 кг/м3.

В качестве сточной воды применяется вода плотностью 1105-1118 кг/м, массовая доля ионов кальция более 400 г/м3, ионов магния более 200 г/м3, водородный показатель рН 7-8.

Химическая сущность предлагаемого способа заключается в том, что маточный раствор цеолитов вышеуказанного состава при взаимодействии с минерализованной пластовой водой, содержащей катионы кальция и магния, образует в обводненных пластах не растворимые силикаты:

Na2O+SiO2+Са2+→CaSiO3+2Na+.

В то же время с водными растворами сильных кислот маточный раствор цеолитов образует плотный гель в результате выделения кремневой кислоты, одна молекула которой способна удерживать до 300 молекул воды.

Так, например, водный раствор соляной кислоты взаимодействует с оксидом кремния маточного раствора цеолитов с образованием кремневой кислоты по реакции:

2HCl+SiO2→H2SiO3,

в то время как водный раствор кремнефтористоводородной кислоты выделяет кремневую кислоту при реагировании с оксидом натрия маточного раствора цеолитов:

H2SiF6+Na2O→Н2SiO3.

В обоих случаях закупоривающим веществом является кремневая кислота, способная к полимеризации и образованию золя (гелеобразованию).

Таким образом, высокий эффект закупоривания водоносных пластов по предлагаемому способу обеспечивается образованием не растворимого осадка при взаимодействии маточного раствора цеолитов и пластовой воды или осадка и плотного геля при контакте маточного раствора цеолитов с пластовой водой и водным раствором сильной кислоты, или плотного геля при совместной закачке в пласт маточного раствора цеолитов и водных растворов сильных кислот (HCl, H2SiF6 и т.д.).

Эффективность предлагаемого способа оценивалась по снижению проницаемости модели пласта при фильтрации рабочего агента. В качестве модели пласта применялся насыпной керн из кварцевого песка длиной 300 мм, диаметром 50 мм. Начальная проницаемость кернов 0,68-2,51 мкм2 подбиралась изменением фракций песка в пределах 0,05-1,20 мм. Насыщение и определение проницаемости проводились при фильтрации сточной воды плотностью 1105-1118 кг/м3. Перепад давления оставался постоянным.

Эффект изоляции рассчитывали следующим образом:

Сравнительные данные по закупоривающей способности искусственной модели предлагаемым и известным способами приведены в таблице.

Пример 1. Насыпной керн насыщали сточной водой плотностью 1118 кг/м3, определялась его начальная проницаемость, затем закачивали в него между разделительными оторочками - пресной водой, 40 мл маточного раствора цеолитов и продавливали сточной водой. Объемные отношения разделительной оторочки до и после и маточного раствора цеолитов составили 1:1:2. Фильтрацию останавливали на 24 ч для реагирования, затем определяли проницаемость и рассчитывали эффект изоляции. Он составил 93,0%.

Пример 2. Керн насыщался сточной водой плотностью 1110 кг/м3, определялась его начальная проницаемость, затем между разделительными оторочками - пресной водой, последовательно закачивали маточный раствор цеолитов и водный раствор кремнефтористоводородной кислоты, при объемном отношении 1:2. После продавливания реагентов сточной водой керн оставлялся на 24 ч для реагирования. Высокий эффект изоляции (97,5%) обусловлен образованием закупоривающего экрана, во-первых, в результате взаимодействия маточного раствора цеолитов и пластовой воды с образованием не растворимых силикатов, во-вторых, взаимодействием маточного раствора цеолитов и водного раствора кремнефтористоводородной кислоты с образованием геля кремневой кислоты и, в-третьих, взаимодействием водного раствора кремнефтористоводородной кислоты и пластовой воды с выделением не растворимого в воде кремнефтористоводородного натрия.

Пример 3. В искусственный керн, насыщенный сточной водой, после определения его начальной проницаемости, между разделительными оторочками - пресной водой, фильтровали рабочий агент, при их объемном отношении 1:2, состоящий из 20 мл маточного раствора цеолитов и 20 мл 15%-ной соляной кислоты и продавливали водой плотностью 1105 кг/м3.Фильтрацию останавливали на 24 ч для гелеобразования маточного раствора цеолитов под влиянием водного раствора соляной кислоты. Эффект изоляции составил 95,3%, в то время как по известному способу удается достигнуть эффекта изоляции не выше 64,8% (см. таблицу, пример 4), что на 28,2-32,7% ниже предлагаемого способа.

Предложенный способ регулирования проницаемости пласта осуществляется обычными технологическими приемами и техническими средствами, используемыми при строительстве, ремонте и эксплуатации добывающих скважин.

Технология способа регулирования проницаемости пласта с целью ограничения водопритока в нефтяные и выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах отличается своей простотой. Для этого, после проведения подготовительных работ, в скважину закачивают через разделительные оторочки рабочий агент (маточный раствор цеолитов, или раздельно маточный раствор цеолитов и раствор сильной кислоты, или смесь маточного раствора цеолитов и раствор сильной кислоты). Далее осуществляют продавливание состава из ствола скважины в пласт сточной водой и проводят технологическую выдержку в течение 16-24 часов.

На практике способ реализуют, например, следующим образом.

Объектом изоляции является нагнетательная скважина, в которой перфорирован терригенный пласт ДП. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 5,2 м. Проницаемость пласта изменяется от 0,17 до 0,9 мкм2. Плотность закачиваемой воды составляет 1105 кг/м3. Приемистость пласта при давлении закачивания воды 10 МПа составляет 320 м3/сут. Технологическая эффективность определяется по 5 окружающим нефтяным скважинам. Обводненность продукции нефтяных скважин изменяется от 85 до 95%, среднесуточный дебит нефти от 1,2 до 5,5 т/сут.

До и после закачивания рабочего агента продавливали разделительную оторочку - пресную воду в объеме по 24 м3. Рабочим агентом является 48 м3 маточного раствора цеолитов. Технологическая выдержка в течение 24 часов. В результате реализации предлагаемого способа в окружающих нефтяных скважинах обводненность добываемой нефти снизилась на 30-70%.

Известный способ испытан на опытном участке, эксплуатируемом 1 нагнетательной и 4 окружающими добывающими скважинами, в которых перфорирован пласт Д1. Эффективная нефтенасыщенная толщина 5,7 м. Плотность закачиваемой воды 1118 кг/м3. Приемистость скважины при давлении 9,5 МПа 320 м3/сут. Проницаемость пласта 0,18-0,24 мкм2. Обводненность продукции окружающих добывающих скважин 93-96%, среднесуточный дебит нефти 3,2-6,4 м3/сут. По известному способу до и после 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%-ной соляной кислоты. Скважину останавливали на реагирование в течение 72 часов.

Снижение обводненности продукции добывающих скважин составило от 10 до 50%.

Таким образом, предлагаемый способ по сравнению с известным позволяет повысить технологическую эффективность добычи нефти в виде снижения ее обводненности, упрощает технологию и повышает экологическую чистоту приготовления разделяющей и закупоривающей оторочек на устье скважины, поскольку не требует приготовления эмульсии ПАВ в нефти и растворения твердого цеолита в алюмохлориде и соляной кислоте (по прототипу), а также позволяет с большим экономическим эффектом примерно, 130 тыс.руб. только от стоимости химических реагентов, необходимых на одну операцию по регулированию проницаемости, осуществить утилизацию отходов производства цеолитов и одновременно устранить один из возможных факторов загрязнения окружающей среды в районе расположения завода-производителя цеолитов.

ТаблицаЛабораторные данные по эффективности закупоривания искусственной модели пласта предлагаемым и известным способами№примераОбъемные отношения закачиваемых агентовЭффект изоляции,%разделительная оторочкарабочий агентразделительная оторочкаматочный раствор цеолитовводн. р-р сильной кислотыматочный раствор цеолитов + водн. р-р сильной кислота (1:1)прототип112---193,02112--197,531--2-195,341---1164,8

Похожие патенты RU2262584C2

название год авторы номер документа
СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПЛАСТА 2009
  • Вахитов Тимур Мидхатович
  • Лукьянов Юрий Викторович
  • Шувалов Анатолий Васильевич
  • Камалетдинова Резеда Миннисайриновна
  • Емалетдинова Людмила Дмитриевна
RU2453691C2
СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПЛАСТА 1999
  • Якименко Г.Х.
  • Давыдов В.П.
  • Ягафаров Ю.Н.
  • Гафуров О.Г.
  • Хисаева А.И.
  • Гумеров Р.Р.
  • Мухтаров Я.Г.
RU2148160C1
СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ НЕОДНОРОДНОГО ПЛАСТА 2000
  • Якименко Г.Х.
  • Лукьянов Ю.В.
  • Гафуров О.Г.
  • Имамов Р.З.
  • Абызбаев И.И.
  • Хисаева Д.А.
RU2182654C1
СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ ТЕРРИГЕННОГО КОЛЛЕКТОРА 2002
  • Бачев О.А.
  • Пелевин Н.Л.
  • Якименко Г.Х.
  • Гафуров О.Г.
  • Парфентьев И.В.
  • Трофимов В.Е.
  • Овчинников Р.В.
RU2243365C2
СПОСОБ ВЫТЕСНЕНИЯ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТИ 1999
  • Мухтаров Я.Г.
  • Давыдов В.П.
  • Ягафаров Ю.Н.
  • Илюков В.А.
  • Гумеров Р.Р.
  • Гафуров О.Г.
  • Якименко Г.Х.
RU2170817C2
СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПЛАСТА 2013
  • Дулкарнаев Марат Рафаилевич
  • Кулагин Сергей Леонидович
  • Иванов Сергей Анатольевич
  • Галимов Шамиль Салихович
RU2533397C2
СОСТАВ ДЛЯ РЕГУЛИРОВАНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПЛАСТА 2003
  • Шувалов А.В.
  • Хасанов Ф.Ф.
  • Уметбаев В.Г.
  • Емалетдинова Л.Д.
  • Камалетдинова Р.М.
  • Садыков Р.Р.
  • Пашенков В.С.
  • Лукьянчиков И.И.
RU2250369C1
СПОСОБ СЕЛЕКТИВНОЙ ИЗОЛЯЦИИ ОБВОДНЕННЫХ ИНТЕРВАЛОВ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА 2013
  • Дурягин Виктор Николаевич
  • Стрижнев Кирилл Владимирович
  • Ефимов Петр Леонидович
  • Шагиахметов Артем Маратович
RU2536529C1
Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины 2016
  • Бурханов Рамис Нурутдинович
  • Максютин Александр Валерьевич
RU2661973C2
Способ регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта 2002
  • Назмиев И.М.
  • Шайдуллин Ф.Д.
  • Галлямов И.М.
  • Вахитова А.Г.
RU2224092C1

Реферат патента 2005 года СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПЛАСТА

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в нефтяные и газовые скважины и выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах. Технический результат - увеличение эффективности снижения проницаемости обводненного высокопроницаемого коллектора. В способе регулирования проницаемости пласта, включающем закачку в пласт через нагнетательную или добывающую скважину разделяющей оторочки, рабочего агента, затем снова разделяющей оторочки и продавливание закаченных реагентов, в качестве рабочего агента используют жидкий отход производства цеолитов - маточный раствор цеолитов и водный раствор сильной кислоты, причем закачивают или маточный раствор цеолитов отдельной оторочкой, или закачивают одновременно или последовательно маточный раствор цеолитов и водный раствор сильной кислоты, в качестве разделяющей оторочки используют пресную воду, а для продавливания закаченных реагентов используют сточную воду. 1 табл.

Формула изобретения RU 2 262 584 C2

Способ регулирования проницаемости пласта, включающий закачку в пласт через нагнетательную или добывающую скважину разделяющей оторочки, рабочего агента, затем снова разделяющей оторочки и продавливание закаченных реагентов, отличающийся тем, что в качестве рабочего агента используют жидкий отход производства цеолитов - маточный раствор цеолитов и водный раствор сильной кислоты, причем закачивают или маточный раствор цеолитов отдельной оторочкой или закачивают одновременно или последовательно маточный раствор цеолитов и водный раствор сильной кислоты, в качестве разделяющей оторочки используют пресную воду, а для продавливания закаченных реагентов используют сточную воду.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2005 года RU2262584C2

СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПЛАСТА 1999
  • Якименко Г.Х.
  • Давыдов В.П.
  • Ягафаров Ю.Н.
  • Гафуров О.Г.
  • Хисаева А.И.
  • Гумеров Р.Р.
  • Мухтаров Я.Г.
RU2148160C1
Закачка промысловых сточных вод в продуктивные и поглощающие горизонты , Москва, Недра, 1971, с.63-73.

RU 2 262 584 C2

Авторы

Уметбаев В.Г.

Емалетдинова Л.Д.

Камалетдинова Р.М.

Садыков Р.Р.

Шувалов А.В.

Приданников В.Г.

Плотников И.Г.

Вагапов Р.Р.

Даты

2005-10-20Публикация

2003-10-15Подача