СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПЛАСТА Российский патент 2012 года по МПК E21B43/22 E21B43/32 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам регулирования проницаемости пласта, ограничения прорыва воды и (или) газа в нефтяные скважины и выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах.

Известен способ разработки нефтяной залежи, заключающийся в закачке в пласт через скважину эмульсеобразующей оторочки, гелеобразующей оторочки и снова эмульсеобразующей оторочки (патент РФ №2094601, Е21В 43/22, опубл. 27.10.1997). Недостатком указанного способа является низкая технологическая и экономическая эффективность.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому способу является способ регулирования проницаемости пласта, включающий закачку в пласт через нагнетательную или добывающую скважину разделяющей оторочки, рабочего агента, затем снова разделяющей оторочки и продавливание закачанных реагентов, 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 (патент РФ №2262584, Е21В 33/138, Е21В 43/32, опубл. 20.10.2005).

Недостатками указанного способа являются: использование коррозионно-активных реагентов - сильных кислот - и недостаточно высокая технологическая эффективность регулирования проницаемости продуктивного пласта.

Задачей изобретения является: снижение коррозионной активности состава, увеличение технологической эффективности по ограничению прорыва воды и (или) газа.

Указанная задача достигается тем, что в способе регулирования проницаемости пласта, включающем последовательную закачку в скважину, через разделяющую оторочку пресной воды или нефти, жидких отходов производства цеолитов и инициатора гелеобразования, продавливание закачанных реагентов в пласт сточной водой или нефтью, в качестве инициатора гелеобразования закачивается раствор побочного продукта производства полиэтиленполиаминов - реагента ОХА, причем объемное отношение жидких отходов производства цеолитов и 10%-ного раствора реагента ОХА составляет 3…4:1.

В качестве жидких отходов производства цеолитов используют растворы маточные МР-Х или MP-Y, ТУ 2163-11805766575-2004 (см. табл.1). Растворы маточные МР-Х и MP-Y имеют щелочную среду (рН порядка 12 ед.).

Таблица 1 Технические характеристики растворов маточных МР-Х, MP-Y Наименование показателя МР-Х MP-Y Внешний вид слабо мутная жидкость, допускается присутствие мелкодисперсной взвеси (мути) Массовая концентрация сульфата натрия, г/дм³, в пределах не определяется от 35 до 85 Массовая концентрация оксида кремния (IV), г/дм³, в пределах от 10 до 15 от 40 до 80 Массовая концентрация оксида натрия, г/дм³, в пределах от 35 до 45 от 25 до 40

В качестве инициатора гелеобразования используют побочный продукт производства полиэтиленполиаминов - реагент ОХА по ТУ 6-00-5751766-2-88, представляющий собой порошок от желтого до светло-коричневого цвета. Технические характеристики реагента ОХА приведены в табл.2.

Таблица 2 Технические характеристики реагента ОХА Наименование показателя Значение Массовая доля хлористого аммония, %, не менее 85 Массовая доля влаги, %, не более 10 Показатель водородных ионов (рН) 20% водного раствора 6±1

В качестве разделяющей оторочки применяют пресную воду плотностью 1000 кг/м³ по ГОСТ 2874-82 или нефть ГОСТ 51858-2002.

В качестве продавочной жидкости используют сточную воду плотностью 1100-1180 кг/м³ или нефть.

Использование реагента ОХА в предлагаемом способе позволяет снизить кислотность среды, поскольку 10-20%-ные водные растворы реагента ОХА имеют рН 6-7, в отличие от водных растворов сильных кислот (рН 1), используемых в известном способе.

Реагент ОХА усиливает гидролиз силиката натрия, находящегося в растворах маточных МР-Х, MP-Y, снижая рН последних с 12 до 10, что обеспечивает образование нерастворимой кремниевой кислоты:

Последняя способна к полимеризации и образованию объемного геля, экранирующего прорыв воды или газа в добывающие скважины.

Способность реагента ОХА инициировать гелеобразование растворов маточных МР-Х, MP-Y исследована в лабораторных условиях.

При смешении компонентов происходит мгновенное образование обильного студнеобразного осадка. В результате лабораторных исследований (см. рисунок) установлено, что наибольший объем осадка (100%, 80%) образуется при взаимодействии растворов маточных (соответственно MP-Y, МР-Х) и 10%-ного раствора ОХА при их объемных отношениях 3…4:1.

Эффективность предлагаемого способа оценивается по снижению проницаемости модели пласта при фильтрации рабочего агента. В качестве модели пласта применяется насыпной керн из кварцевого песка длиной 300 мм, диаметром 50 мм. Начальная проницаемость кернов подбирается изменением фракций песка. Насыщение и определение проницаемости модели пласта (начальной и конечной соответственно К₁ и К₂) проводится при фильтрации сточной воды плотностью 1100-1180 кг/м³. Перепад давления остается постоянным.

Эффект изоляции рассчитывается следующим образом:

Пример 1. Насыпной керн насыщается сточной водой плотностью 1100 кг/м³, определяется его начальная проницаемость, затем последовательно, между разделительной оторочкой пресной воды, закачивается 40 мл раствора маточного МР-Х и 10 мл 10%-ного раствора реагента ОХА. Осуществляют продавливание закачанных реагентов сточной водой. Фильтрацию останавливают на 24 ч для реагирования, затем определяют проницаемость и рассчитывают эффект изоляции. Он составляет 96%.

Пример 2. Керн насыщается сточной водой плотностью 1180 кг/м³, определяется его начальная проницаемость, затем, между разделительной оторочкой пресной воды, последовательно закачивают раствор маточный MP-Y и 10%-ный раствор реагента ОХА при их объемном отношении 3:1. После продавливания реагентов сточной водой керн оставляется на 24 ч для реагирования. Последующая фильтрация сточной воды через керн существенно снижается. Полученный высокий эффект изоляции (99,6%) обусловлен образованием более объемного закупоривающего геля за счет большего содержания в растворе маточном MP-Y гелеобразующего компонента - SiO₂ (40-80 г/дм³), по сравнению с раствором маточным МР-Х. По известному способу не удается достигнуть эффекта изоляции выше 95,3%, что ниже предлагаемого способа (99,6%).

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 (прорыва газа) в нефтяные скважины и выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах отличается своей простотой. Для этого, после проведения подготовительных работ, в скважину закачивают последовательно, через разделительную оторочку, растворы маточные МР-Х или MP-Y и 10%-ный раствор реагента ОХА. Далее осуществляют продавливание состава из ствола скважины в пласт сточной водой или нефтью и проводят технологическую выдержку в течение 24 ч. Затем скважину пускают в работу.

На практике способ реализуют следующим образом.

Пример 1. Объектом воздействия является нагнетательная скважина, в которой перфорирован песчаник терригенного девона (ДII). Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 7,4 м. Проницаемость пласта изменяется от 0,12 до 0,85 мкм². Плотность закачиваемой воды составляет 1100 кг/м³. Приемистость пласта при давлении закачивания воды 10 МПа составляет 320 м³/сут. Технологическая эффективность определяется по 5-ти окружающим нефтяным скважинам. Обводненность продукции нефтяных скважин изменяется от 78 до 98%, среднесуточный дебит нефти - от 0,8 до 5,4 т/сут.

В указанную скважину через разделительную оторочку - пресную воду - последовательно закачивается 32 м³ раствора маточного МР-Х и 8 м³ 10%-ного раствора реагента ОХА. Технологическая выдержка осуществляется в течение 24 ч. Обводненность добываемой продукции в окружающих нефтяных скважинах в результате реализации предлагаемого способа снизилась на 20-40%.

Предлагаемый способ также применяется в добывающих скважинах эксплуатирующих нефтегазовые, газонефтяные или нефтяные залежи, для предотвращения прорыва газа (образования газового конуса) или ограничения притока воды, т.е. повышения надежности блокирования газонасыщенной части пласта от нефтенасыщенной или водонасыщенной части пласта от нефтенасыщенной. Либо для устранения заколонных перетоков газа или воды, поступающих с выше- или нижележащих пластов по негерметичному цементному кольцу.

Пример 2. Объектом воздействия для предлагаемого способа является добывающая скважина. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 19,0 м. Буферное давление достигает 14 МПа. Среднесуточный дебит нефти составляет 0,5 т/сут, обводненность продукции скважины - 2,0%. После определения приемистости продуктивного пласта в скважину последовательно, через буфер - нефть, закачивают 24 м³ раствора маточного MP-Y и 8 м³ 10%-ного раствора реагента ОХА. Продавливание реагентов в пласт осуществляют нефтью. После технологической выдержки скважины на реагирование в течение 24 ч буферное давление снизилось до 0,3 МПа, примерно в 40 раз. Среднесуточный дебит нефти повысился до 0,9 т/сут - вдвое, при полном отсутствии воды в добываемой продукции.

Известный способ испытан в добывающей скважине. Буферное давление составляет 12 МПа. Среднесуточный дебит нефти составляет 0,4 т/сут. В скважину последовательно, через буфер нефти закачивают 12 м³ раствора маточного MP-Y и 12 м³ раствора соляной кислоты. Осуществляют продавливание реагентов в пласт и технологическую выдержку на реагирование в течение 24 ч. После пуска скважины в работу буферное давление снизилось незначительно и составило 8 МПа. Среднесуточный дебит нефти не изменился (0,4 т/сут).

Таким образом, предлагаемый способ позволяет регулировать проницаемость пласта в нагнетательных скважинах, а также снижать обводненность добываемой продукции или существенно ограничить прорыв газа в добывающие скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам регулирования проницаемости пласта, ограничения прорыва воды и (или) газа в нефтяные скважины и выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах. Технический результат: снижение коррозионной активности состава, увеличение технологической эффективности по ограничению прорыва воды и (или) газа. В способе регулирования проницаемости пласта, включающем последовательную закачку в скважину, через разделяющую оторочку пресной воды или нефти, жидких отходов производства цеолитов и инициатора гелеобразования, продавливание закачанных реагентов в пласт сточной водой или нефтью, в качестве инициатора гелеобразования используют раствор побочного продукта производства полиэтиленполиаминов - реагента ОХА. 4 пр., 2 табл., 1 ил.

Способ регулирования проницаемости пласта, включающий последовательную закачку в скважину через разделяющую оторочку пресной воды или нефти, жидких отходов производства цеолитов и инициатора гелеобразования, продавливание закачанных реагентов в пласт сточной водой или нефтью, отличающийся тем, что в качестве инициатора гелеобразования закачивают раствор побочного продукта производства полиэтиленполиаминов - реагент ОХА, причем объемное отношение жидких отходов производства цеолитов и 10%-ного раствора реагента ОХА составляет 3-4:1.