состав для ограничения притока пластовых вод

Формула изобретения

1. Состав для ограничения притока пластовых вод, включающий водорастворимый неорганический сульфат и воду, отличающийся тем, что состав дополнительно содержит водорастворимое соединение кремния при следующем соотношении компонентов, мас.

Водорастворимый неорганический сульфат 3 16

Водорастворимое соединение кремния 0,1 3,0

Вода Остальное

2. Состав по п. 1, отличающийся тем, что в качестве водорастворимого неорганического сульфата используют серную кислоту, сульфаты натрия или аммония.

3. Состав по п. 1, отличающийся тем, что в качестве водорастворимого соединения кремния используют силикат натрия, гексафторсиликат натрия, этилсиликонат натрия, силиконовую эмульсию типа SЕ или этилсиликат.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для ограничения водопритока при разработке месторождений заводнением и увеличения нефтеотдачи пластов.

Известен состав для ограничения водопритока, содержащий эмульгированные в соляровом масле водные растворы сульфата натрия и хлорида кальция [1] В пластовых условиях при обогащении водой эмульсия разлагается с выпадением осадка гипса. Основным недостатком состава является низкая эффективность на поздних стадиях разработки нефтяных месторождений, обусловленная незначительной глубиной проникновения эмульсии в пласт. Состав неприменим на недонасыщенных пластах.

Наиболее близким техническим решением, взятым за прототип, является состав, содержащий серную кислоту и воду при следующем соотношении компонентов, мас. [2]

Серная кислота 25-28

Вода Остальное

В пластовых условиях серная кислота реагирует с ионами кальция, которые присутствуют в минерализованной воде или образуются при реакции кислоты с карбонатом кальция породы. В результате реакции в поровом объеме водопромытых зон формируется микрокристаллический осадок гипса, повышающий фильтрационное сопротивление при нагнетании воды и как следствие способствующий ограничению водопритока. Основным недостатком состава является низкая эффективность при высокой неоднородности нефтяного пласта и при кинжальных прорывах воды. Недостатком состава является также жесткое кислотное воздействие на прискважинную зону пласта (ПЗП) нагнетательной скважины, что в сочетании со слабым осадкообразованием способствует увеличению неоднородности пласта и снижению эффективности воздействия на него.

Сущность изобретения состоит в повышении эффективности действия состава путем придания ему гелеобразующих и/или гидрофобизирующих свойств, что достигается введением в состав водорастворимых кремнийсодержащих соединений или композиций на их основе. В качестве кремнийсодержащих соединений используют силикаты, фторсиликаты и алкилсиликонаты щелочных металлов: эфиры кремниевой кислоты и их комбинации, а также эмульсии кремнийорганических полимеров. Наличие в составе кремнийсодержащих соединений обеспечивает протекание ряда процессов: при использовании силикатов, силиконатов и эфиров кремниевой кислоты образование гелеобразных структур или аморфного осадка, а также частичная гидрофобизация породы пласта; а при использовании кремнийорганических полимеров гидрофобизация породы. В сочетании с реакцией гипсообразования эти процессы способствуют проявлению синергетического эффекта, действию которого подвержен весь объем пласта от места закачки состава до границы его распространения. Механизм этого действия заключается в следующем: компоненты состава находятся в едином объеме и взаимодействуют с одним и тем же вспомогательным реагентом минерализованной водой, т.е. одновременно формируется осадок геля кремниевой кислоты и кристаллический осадок гипса. При использовании гидрофобизаторов образуется только осадок гипса, но его выделение замедлено из-за снижения скорости смещения реагентов, поэтому частицы осадка имеют более крупные размеры и в большей степени воздействуют на водопромытые интервалы пласта. С другой стороны соединения кремния и сульфаты обладают различными адсорбционными свойствами по отношению к породе, а продукты их взаимодействия с минерализованной водой различной фильтруемостью. Поэтому по мере продвижения состава его компоненты и осадок распределяются по всему объему пласта, охваченному воздействием. При этом скорость протекающих процессов лимитирована содержанием осадкообразующих катионов в минерализованной воде, что способствует равномерному и замедленному формированию осадка. По мере его выделения, а также благодаря гидрофобизации породы снижается скорость фильтрации состава в водопромытых интервалах, что препятствует размыванию осадка.

При использовании известного состава осадок гипса формируется в объеме пласта на границе состав минерализованная вода и поэтому основное воздействие на фильтрационные потоки локализовано также в объеме пласта. При этом на участке пласта, находящемся в непосредственной близости от ПЗП нагнетательной скважины, осадкообразование минимально и, следовательно, воздействие практически отсутствует. Таким образом этот участок, в значительной мере влияющий на процесс вытеснения нефти, является незадействованным, что снижает эффективность состава и проводимых мероприятий по ограничению водопритока.

Существенными отличительными признаками предлагаемого технического решения являются наличие нового компонента соединения кремния и предлагаемое соотношение компонентов в составе.

Соединение кремния способствует более равномерному протеканию реакции гипсообразования и формированию осадка сульфата кальция во всем объеме реагирования. Кроме того, на базе соединения кремния в пластовых условиях формируется гель кремниевой кислоты или ее модификаций и/или происходит гидрофобизация порода, что снижает подвижность воды в зоне распространения состава. Таким образом объем пласта, охваченный воздействием, препятствует дальнейшему прорыву воды по водопромытым интервалам, способствует перераспределению фильтрационных потоков и в целом обеспечивает эффективное ограничение водопритока к добывающим скважинам.

Новый состав имеет следующее соотношение компонентов мас.

Водорастворимый неорганический сульфат 3-16

Водорастворимое соединение кремния 0,1-3

Вода Остальное

При указанных соотношениях проявляется синергетический эффект при воздействии состава на нефтяной пласт и обеспечивается его максимальная эффективность.

Для приготовления нового состава могут быть использованы следующие вещества и товарные формы на их основе.

1. Неорганические сульфаты водорастворимые:

Кислота серная, H₂SO₄

Аммония сульфат, (NH₄)₂SO₄

Натрия сульфат, Na₂SO₄

Также могут быть использованы другие продукты, содержащие водорастворимые неорганические сульфаты, например сульфатно-содовая смесь (смесь Na₂SO₄, Na₂CO₃), ТУ 48-0101-01-87.

2. Водорастворимые соединения кремния:

а) неорганические: силикаты, фторсиликаты щелочных металлов, хлорид кремния -

Натрия силикат, Na₂SiO₃

Натрия гексафторсиликат, Na₂SiF₆

Кремния хлорид, SiCl₄

б) органические: метил, этил силиконаты, эфиры кремниевой кислоты и силиконовые эмульсии -

Метил, -этилсиликонат натрия (ГКЖ 10, ГКЖ 11)

Этилсиликат (ЭТС 32, ЭТС 40 и т.д.).

Продукт 119 204 (ТУ 6-02-1294-84).

Силиконовые эмульсии товарные марки SE 39, SE 47, SE 50, Экстракт 700 и др. производства фирмы "Wacker Chemie" (Германия).

Состав готовят следующим образом: 8 г сульфата аммония растворяют в 91 мл пресной воды, а затем добавляют 1 г этилсиликоната натрия (ГКЖ 11) и перемешивают. Получают раствор, содержащий 8% сульфата аммония, 1% этилсиликоната натрия и 91% воды. Далее раствор используют в лабораторном опыте N 4 для ограничения притока пластовых вод. Подобным образом готовят растворы для других опытов.

Эффективность предлагаемого и известного составов определяли в лабораторных условиях путем измерения скоростей фильтрации воды через высокопроницаемые пропластки и расчета коэффициента нефтевытеснения. Эксперименты проводили на установке для исследования процессов нефтевытеснения химреагентами и фильтрации в пористых средах, сконструированной на базе стандартной установки типа УИПК. Установка позволяет поддерживать необходимые давление и температуру, а также с высокой точностью контролировать расход воды и нефти, фильтрующихся через модель пласта.

В качестве модели пласта использовали две стальные колонки длиной 90 и диаметром 3,7 см, заполненные дезинтегрированным керном и имитирующие пропластки различной проницаемости Правдинского и Мамонтовского месторождений Западной Сибири. Проницаемость колонок варьировали от 150 до 830 мД, соотношение проницаемостей составляло 2,1 3,8 /1/. Подготовку модели пласта и жидкостей к экспериментам проводили в соответствии с СТП 0148070 013 91 "Методика проведения лабораторных исследований по вытеснению нефти химреагентами".

В соответствии с методикой колонки насыщают водой, а затем нефтью. После этого их помещают в установку и вытесняют нефть до 100%-ного обводнения продукции. По окончании определяют расход жидкости через высокопроницаемый пропласток и рассчитывают коэффициент нефтевытеснения.

Пример 1. Пропластки модели пласта, представленные колонками с дезинтегрированным керном Правдинского или Мамонтовского месторождений, насыщали водой с общей минерализацией 18 г/л и содержанием CaCl₂ 4 г/л, а затем нефтью соответствующего месторождения. Далее колонки помещали в установку для исследования процессов вытеснения нефти, термостатировали при 75^oC и вытесняли нефть минерализованной водой до 100%-ного обводнения извлекаемой продукции. По окончании замеряли расход жидкости через высокопроницаемый пропласток. Затем в модель пласта закачивали исследуемый и известный составы объемом 10% от порового объема модели и вновь минерализованную воду до прекращения выделения нефти. Затем вновь замеряли расход жидкости через высокопроницаемый пропласток. По объему выделившейся нефти рассчитывают прирост коэффициента нефтевытеснения.

Результаты опытов представлены в таблице. Опыты 1 и 10 соответствуют запредельным значениям компонентов предлагаемого состава. Опыт 11 проведен с составом по прототипу.

Приведенные в таблице примеры показывают, что при использовании предлагаемого состава для ограничения водопритока наблюдается эффективное (более чем в 1,2 раза) снижение скорости фильтрации воды через высокопроницаемый пропласток. При постоянном расходе жидкости в системе это приводит к перераспределению фильтрационных потоков и увеличению скорости фильтрации через низкопроницаемый нефтенасыщенный пропласток.

При запредельных значениях компонентов состава его использование нецелесообразно. В одном случае (опыт 1) это связано с недостаточно эффективным перераспределением фильтрационных потоков и, как следствие, незначительным приростом коэффициента нефтевытеснения: в другом случае (опыт 10), напротив, коэффициент нефтевытеснения имеет приемлемое значение, но достигнут он практически только за счет вытеснения нефти из низкопроницаемого пропластка, т. к. в высокопроницаемом скорость фильтрации жидкости снизилась более, чем в 10 раз и нефть перестала выделяться. Результаты опыта 10 означают, что фактически произошла изоляция высокопроницаемого пропластка, а не ограничение водопритока, т. е. вместо выравнивания профиля применяемости достигнуто отключение нефтесодержащего пропластка из фильтрационного процесса. Более того в реальных условиях, когда постоянным поддерживается давление закачки воды в пласт, а не ее объем, такое жесткое воздействие способно резко снизить приемистость нагнетательной скважины и в целом серьезно ухудшить процесс вытеснения нефти.

Опыты 2 9 показывают область соотношений компонентов, при которых состав проявляет свою эффективность, а в опытах 2, 6, 9 обозначены граничные значения компонентов. Выбор указанных граничных значений обусловлен рядом причин. При концентрации H₂SO₄, (NH₄)₂, SO₄ или Na₂SO₄, меньшей 3 мас. процесс осадкообразования замедлен, что снижает эффективность воздействия на пласт. С другой стороны, выбор максимального значения концентрации, равного 16% связан с предельной растворимостью сульфата натрия в воде при комнатной температуре, т. е. средней температурой приготовления раствора на промысле в летнее время. Кроме того, более высокие значения концентрации Na₂SO₄ могут привести к интенсивному осадкообразованию гипса в ПЗП, что крайне нежелательно, а при использовании H₂SO₄ к интенсивному разрушению ПЗП. По причине обильного выделения осадка нецелесообразно использовать также соединения кремния с концентрацией в растворе больше трех процентов, что приводит к закупорке пор пласта.

Представленные в таблице результаты показывают, что максимальную нефтевытесняющую эффективность (этот показатель в конечном итоге наиболее важен) проявляют составы, позволяющие снизить скорость фильтрации жидкости по высокопроницаемому пропластку в 1,5 3 раза. В этом случае пропласток из работы не выключается и достигается оптимальное соотношение скоростей фильтрации по обоим пропласткам, позволяющее добиться максимального нефтевытесняющего эффекта.

На практике состав используют следующим образом. По данным геолого-физических исследований определяют степень неоднородности пласта в интервале перфорации нагнетательной скважины. Далее с учетом этого, а также необходимости проникновения на глубину 5 10 м от ПЗП, приемистости нагнетательной скважины и планируемой скорости реагирования подбирают объем состава. Компоненты состава добавляют в техническую воду (в ряде случаев возможно использование минерализованной или подтоварной воды) и перемешивают. Затем состав закачивают в нагнетательную скважину, продавливают водой и далее продолжают заводнение.

Таким образом, использование предлагаемого состава позволяет добиться эффективного ограничения водопритока путем частичной закупорки водопромытых интервалов пласта и подключения к процессу фильтрации застойных и слабодренируемых зон пласта. Состав может быть использован для воздействия на пласты различной неоднородности за исключением трещиноватых коллекторов.