Способ регулирования проницаемости пласта

Способ регулирования проницаемости пласта

Реферат

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.

Таблица
Лабораторные данные по эффективности закупоривания искусственной модели пласта предлагаемым и известным способами
№примера	Объемные отношения закачиваемых агентов	Эффект изоляции,%
разделительная оторочка	рабочий агент	разделительная оторочка
маточный раствор цеолитов	водн. р-р сильной кислоты	маточный раствор цеолитов + водн. р-р сильной кислота (1:1)	прототип
1	1	2	-	-	-	1	93,0
2	1	1	2	-	-	1	97,5
3	1	-	-	2	-	1	95,3
4	1	-	-	-	1	1	64,8

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.