Главная страница  |  Описание сайта  |  Контакты
СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПЛАСТА
СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПЛАСТА

СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПЛАСТА

Патент Российской Федерации
Суть изобретения: Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам регулирования проницаемости пласта, применяемым для повышения нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов. Способ регулирования проницаемости пласта заключается в закачке в пласт предварительно приготовленной смеси щелочного стока производства капролактама или пластификатора адипинового щелочного и водного раствора солей, причем в качестве водного раствора солей используют рассол техногенного или природного происхождения, в том числе сточные или закачиваемые воды нефтяных месторождений с плотностью не менее 1090 кг/м3 или растворы солей многовалентных катионов. Технический результат - повышение эффективности воздействия способа на средней и поздней стадиях разработки нефтяных месторождений с неоднородными пластами. 4 табл.
Поиск по сайту

1. С помощью поисковых систем

   С помощью Google:    

2. Экспресс-поиск по номеру патента


введите номер патента (7 цифр)

3. По номеру патента и году публикации

2000000 ... 2099999   (1994-1997 гг.)

2100000 ... 2199999   (1997-2003 гг.)
Номер патента: 2150579
Класс(ы) патента: E21B43/22
Номер заявки: 98100539/03
Дата подачи заявки: 15.01.1998
Дата публикации: 10.06.2000
Заявитель(и): Акционерная нефтяная компания "Башнефть"
Автор(ы): Хлебников В.Н.; Алмаев Р.Х.; Асмоловский В.С.; Сайфутдинов Ф.Х.; Базекина Л.В.
Патентообладатель(и): Акционерная нефтяная компания "Башнефть"
Описание изобретения: Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам регулирования проницаемости пласта, применяемым для повышения нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов.
Известны способы регулирования проницаемости пласта и изоляции водопритоков, основанные на применении силикатно-щелочных реагентов, водорастворимых полимеров, полимердисперсных систем и т.д. (А.Т. Горбунов, Л.Н. Бученков "Щелочное заведение".- М.: Недра, 1989 , Ю.А. Поддубный, В.М. Сазонова и др. "Применение новых водоизолирующих материалов для ограничения притока вод в нефтяные скважины".- М.: ВНИИОЭНГ, сер. "Нефтепромысловое дело", 1977, 62 с.) В способе разработки обводненной нефтяной залежи (патент РФ N 2039224, E 21 B 43/22, 33/138) предлагается последовательно закачивать в пласт водный раствор солей многовалентных катионов (в том числе алюмохлорид - отход алкилирования бензола), щелочные стоки производства капролактама (ЩСПК) и вытесняющий агент.
Недостатком известных технических решений является недостаточная технологическая и экономическая эффективность.
В составе для вытеснения нефти из пласта (патент РФ N 2060375, E 21 B 43/22) предлагается для осуществления более равномерного продвижения фронта вытеснения нефти из неоднородных пластов закачивать 4-99,9% раствор ЩСПК в воде. Данный состав неэффективен на месторождениях с малоактивными нефтями и на поздних стадиях разработки нефтяных месторождений.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому способу является способ разработки обводненной нефтяной залежи (А.с СССР N 1596875, E 21 B 43/22), согласно которому предлагается проводить последовательную закачку ЩСПК и водного раствора многовалентного металла, в том числе 20-50% раствора хлорида кальция.
Недостатком его является недостаточная эффективность при использовании на месторождениях на поздней стадии разработки.
Задачей изобретения является повышение эффективности воздействия. Указанная задача решается закачкой в пласт щелочного реагента - щелочного отхода производства капролактама (ЩОПК) и водного раствора солей - рассола, причем перед закачкой в пласт реагенты предварительно смешивают.
ЩОПК являются крупнотоннажными отходами производства капролактама и выпускается под наименованием ЩСПК (ТУ 113-03-488-84) или (в последнее время) пластификатор адипиновый щелочной (ТУ 2433-637-002090023-97). Характеристика ЩОПК приведена в табл. 1.
В качестве рассола используется минерализованная вода техногенного или природного происхождения, в том числе сточная или закачиваемая вода нефтяных месторождений с плотностью не менее 1090 кг/м3 или растворы солей многовалентных катионов.
Способ осуществляется следующим образом. ЩОПК и рассол непосредственно перед закачкой в пласт смешиваются с помощью смесительных устройство или ЩОПК дозируется в трубопровод с нагнетаемой в пласт минерализованной водой (рассолом).
Заявляемый способ отличается от известных технических решений тем, что смешение реагентов (ЩОПК и рассола) производится на поверхности в заданных соотношениях и в контролируемых условиях, а в известных технических решениях и прототипе реагенты (ЩОПК и растворы солей многовалентных материалов) закачивают последовательно и их смешение происходит в результате некотролируемых процессов в пласте, а также тем, что для разбавления ЩОПК используется не пресная вода, а минерализованный водный раствора (рассол).
Эффективность достигается следующим образом. В результате смешения ЩОПК и рассола образуется подвижная дисперсная система, обладающая высоким фильтрационным сопротивлением. В отличие от прототипа дисперсная система готовится перед закачкой на устье скважины, а не образуется в неконтролируемом процессе смешения оторочек ЩОПК и солесодержащих растворов в пласте. Приготовление смеси ЩОПК и рассола на устье скважины позволяет получать закачиваемую смесь с оптимальными характеристиками. Кроме того, смешение ЩОПК и рассола в поверхностных условиях (когда размер смесителя значительно превосходит размеры дисперсных частиц) приводит к образованию дисперсной системы с более крупными агрегатами (частицами осадка), чем при образовании дисперсной системы в пористой среде (когда размеры пор пласта и дисперсных частиц сопоставимы). Смешение ЩОПК и рассола перед закачкой также уменьшает потери реагента в сорбционных процессах в пласте. Вышеизложенное повышает эффективность воздействия и (или) позволяет уменьшить объем закачки реагентов. Применение заявляемого способа способствует выравниванию фронта заводнения, вытеснению остаточной нефти, уменьшению обводненности продукции, уменьшению непроизводительной закачки воды и вовлечению в разработку плохо дренированных участков пласта.
Способ регулирования проницаемости пласта может быть применен на средней и поздней стадиях разработки нефтяных месторождений с неоднородными пластами.
Эффективность способа определяют экспериментально по нижеописанным методикам. Результаты исследований приведены в табл. 2-4.
Пример 1
В фильтрационных экспериментах применяли линейные насыпные модели пласта Арланского месторождения. Подготовку моделей пласта к экспериментам проводили по общепринятым методикам. Эксперимент проводили при 20o C и постоянной средней скорости фильтрации.
Через модель пласта фильтровали арланскую закачиваемую воду (плотность 1116 кг/м3) до стабилизации перепада давления. Затем в модель закачивали свежеприготовленную смесь ЩОПК и рассола и опять фильтровали минерализованную воду. После чего фильтрацию останавливали, что необходимо для протекания процессов образования и старения осадков. Затем через модель фильтровали минерализованную воду до стабилизации перепада давления. Действие способа оценивали по изменению проницаемости модели плата в результате воздействия:
Fост. = k1/k2,
где Fост. - остаточное фильтрационное сопротивление, k1 и k2 - проницаемость модели по воде до и после воздействия и по максимальному фильтрационному сопротивлению (Fmax.):
Fmax= (ΔPm/Qm)/(ΔP1/Q1),
где ΔP1 - перепад давления при первоначальной фильтрации воды, ΔPm - максимальный перепад давления в ходе закачки и продавки композиции, Qm - скорость фильтрации при достижении ΔPm, Q1 - средняя скорость фильтрации.
Результаты эксперимента приведены в табл.2.
В ходе закачки смеси ЩОПК и рассола в модель пласта происходит резкий рост перепада давления (ΔP), т. е. снижение проницаемости пласта. Данное явление наблюдается и при испытании заявляемого способа на высокопроницаемой модели пласта. Применение заявляемого способа создает значительное остаточное сопротивление фильтрации. Проницаемость моделей пласта снижается в 11,8-15 раз, причем длительная выдержка моделей (для старения осадков) и фильтрация больших объемов воды не приводит к повышению проницаемости.
Для сравнения проведено испытание прототипа, причем в качестве раствора солей многовалентных металлов использовали минерализованную воду Арланского месторождения (содержащую ионы кальция и магния), а также 20% раствор хлористого кальция. Сопоставление результатов фильтрационного испытания заявляемого способа и прототипа показывает, что заявляемый способ в большей степени регулирует (снижает) проницаемость пористых сред, чем прототип. Закачка двух оторочек ЩОПК по 0,2 п.о. по прототипу приводит к небольшому изменению проницаемости модели пласта (общее снижение в 1,5 раз). Состав оторочки осадителя (минерализованная вода или раствор хлорида кальция) практически не оказывает влияния на эффективность воздействия. Закачка по заявляемому способу смесей ЩОПК + рассол, содержащих 0,1-0,2 п.о. ЩОПК, приводит к значительно большему эффекту (Fост. равен 11,8-15), что указывает на эффективность заявляемого способа.
Пример 2
Фильтрационное сопротивление и остаточное сопротивление при движении смеси ЩОПК и рассола в пласте в значительной степени определяется объемной долей твердой фазы, осаждающейся из смеси. Оценку объемной доли твердой фазы, образующейся при смешении ЩОПК и рассола, проводили по следующей методике. Смесь готовили в мерных приборках путем смешения в различных соотношениях ЩОПК и рассолов различного состава. Затем пробирки выдерживали в покое в течение 10 суток при температуре 20-22o C. Данное время выдержки достаточно для полного осаждения твердых частиц из смеси и завершения процессов уплотнения образовавшегося осадка. Объемную долю осадков определяли визуально. Результаты эксперимента приведены в табл.3.
Полученные данные показывают, что при плотности минерализованной воды (использованной в качестве рассола) менее 1090 кг/м3 образуется небольшое количество твердой фазы (осадка), т.е. использование низкоминерализованных вод в качестве рассола будет недостаточно эффективно. По мере роста концентрации хлорида кальция в рассоле заметно увеличивается объем осадка при содержании рассола в смеси, равном 10-40%. При большем содержании рассола в смеси объем осаждаемой твердой фазы мало зависит от концентрации хлористого кальция, что свидетельствует о практически полном осаждении ЩОПК. Рост плотности минерализованной воды также уменьшает долю рассола в смеси ЩОПК, необходимую для достижения максимального содержания твердой фазы в смеси. Таким образом, меняя соотношение ЩОПК : рассол, состав и свойства рассола, можно менять характеристики закачиваемой смеси и подбирать оптимальные соотношения ЩОПК: рассол и характеристики рассола для геолого-физических условий конкретного месторождения.
Пример 3
Важной характеристикой для смесей, предназначенных для закачки в пласт, является вязкость. Исследование реологических характеристик смесей ЩОПК и рассола проводили с помощью ротационного вискозиметра "Реотест-2". Данные приведены в таблице 4.
Полученные данные показывают, что по мере роста плотности использованной в качестве рассола минерализованной воды происходит рост вязкости смеси. Повышенная вязкость смеси ЩОПК и рассола способствует повышению регулирующей проницаемость пласта эффективности способа.
Полученные данные подтверждают высокую эффективность заявляемого способа. Применение способа в нефтедобывающей промышленности позволит:
- повысить эффективность извлечения нефти из неоднородных коллекторов;
- уменьшить обводненность добываемой продукции и непроизводительную закачку воды;
- квалифицированно использовать вторичные материальные ресурсы (отходы) нефтехимической промышленности;
- улучшить охрану окружающей среды.
Формула изобретения: Способ регулирования проницаемости пласта, включающий закачку в пласт щелочного отхода производства капролактама и водного раствора солей, отличающийся тем, что перед закачкой в пласт щелочной отход производства капролактама и водный раствор солей смешивают, а в качестве водного раствора солей используют рассол техногенного или природного происхождения, в том числе сточную или закачиваемую воды нефтяных месторождений с плотностью не менее 1090 кг/м3 или растворы солей многовалентных катионов.