RU2597904C1 - Способ регулирования проницаемости нефтяного пласта - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к химии и нефтедобывающей промышленности, а именно к способам вытеснения остаточной нефти из неоднородных по проницаемости пластов, и может быть использовано для солевой обработки нефтесодержащего пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными или терригенными коллекторами. Способ включает закачку в пласты водных солевых растворов, содержащих хлориды, отличающийся тем, что в пласт вначале подают раствор хлорида натрия, и/или калия, и/или кальция, и/или магния с общим содержанием солей 60-200 г/л при pH 6,5-7,5, после чего пласт обрабатывают раствором серной кислоты. Технический результат - равномерная обработка всех застойных зон пласта, повышение производительности скважин и степени нефтеотдачи нефтесодержащего пласта, а также удаление серы из нефти непосредственно в продуктивном пласте. 3 з.п ф-лы, 3 пр., 2 табл.

Description

Изобретение относится к химии и нефтедобывающей промышленности, а именно к способам вытеснения остаточной нефти из неоднородных по проницаемости пластов, и может быть использовано для солевой обработки нефтесодержащего пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными или терригенными коллекторами. В способе регулирования проницаемости неоднородного пласта путем последовательной закачки в пласт через добывающую скважину нейтральных растворов хлоридов натрия, калия и магния с заполнением застойных зон пласта и раствором серной кислоты, Это приводит к образованию соляной кислоты и растворению карбонатных соединений кальция непосредственно во всем объеме пласта. Образованные осадки сульфата кальция заполняют обводненные полости пласта, а соляная кислота, взаимодействуя с породой пласта, способствует образованию новых пор однородности проницаемости нефтяного пласта.

Известен способ регулирования проницаемости неоднородного пласта путем последовательной закачки в пласт через добывающую скважину оторочки нефти, гелеобразующего раствора, содержащего алюмосиликаты, соляную кислоту и воду; после гелеобразующего раствора закачивают оторочку растворителя [Патент РФ 2182624 С1, опубл. 20.05.2002 г.]. Достигается увеличение выработки запасов заводненных нефтяных пластов с зональной неоднородностью проницаемости за счет более полного охвата вытеснением нефти из застойных слабодренируемых зон залежи путем закачки в добывающие скважины гелеобразующего раствора, содержащего алюмосиликаты, соляную кислоту и воду. При этом гелеобразующий раствор содержит указанные реагенты в следующем соотношении, мас. %: алюмосиликаты 2,0-4,0, соляная кислота 4,0-8,0, вода - остальное.

Известен способ регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта [Патент РФ 2249099 С1, опубл. 20.05.2004 г.], по которому механизм гелеосадкообразования в предлагаемом способе заключается в следующем. В неоднородный пласт через нагнетательную скважину закачивают оторочки водного раствора полимера и глинистой дисперсии, одновременно или после закачки оторочек закачивают щелочной реагент в соотношении объема раствора щелочного реагента и объема глинистой дисперсии и водного раствора полимера от 2:1 до 4:1, используя коэффициент вариации проницаемости пласта по толщине пласта в прискважинной зоне.

Затем закачивают оторочку пресной воды, после этого подают водный раствор солей двух- или трехвалентных металлов или минерализованную сточную воду. При закачивании раствора солей двух- или трехвалентных металлов или минерализованной воды щелочной реагент взаимодействует с солями двух- и трехвалентных металлов с выпадением в высокопроницаемых каналах пласта гелеобразного осадка, устойчивого к размыву потоком. Флоакуляция частиц глины макромолекулами полимера и адгезия их на поверхности породы, увеличение межструктурных пространств, заполненных водой, и образование осадков, выпадающих при взаимодействии ионогенных групп -COONa, -CONH₂ водорастворимого полимера с солями двух- и трехвалентных металлов, а также взаимодействие щелочного реагента и солей двух- или трехвалентных металлов способствует дополнительному увеличению объема гелеобразного осадка и увеличению начального напряжения сдвига закупоривающей массы, выдерживающей высокие градиенты давления в пласте, что усиливает ее прочность и физическую устойчивость к размыву потоком.

Недостатком известного технического решения является невысокая степень однородности проницаемости пласта и необходимость применения щелочи, что оказывает отрицательное влияние на экономику процесса, образование гелей, адсорбирующих нефть и воду, что приводит к усложнению технологии эксплуатации.

В конечном итоге все вышеназванные факторы приводят к повышению охвата пласта воздействием, снижению обводненности добываемой продукции, повышению добычи нефти и росту продолжительности эффекта.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению - аналогом - является способ повышения нефтеотдачи пластов, включающий закачку в пласт состава: малоглинистый раствор с добавкой сульфата магния [Патент РФ 2425967 С1 опубл. 10.08.2011 г/].

Техническая сущность изобретения заключается в том, что в известном способе повышения нефтеотдачи пластов, включающем закачку в пласты состава, содержащего глину и раствор соли металла, в качестве указанного состава используют малоглинистый раствор с добавкой сульфата магния.

Введение состава, содержащего водный раствор сульфата магния, включающего наночастицы магния, обеспечивает индуцирование процессов метасоматической доломитизации пор с замещением в горной породе ионов кальция ионами магния. Суть метасоматической доломитизации состоит в следующем: радиус иона (катиона) кальция (Са2+) равняется 0,99 Å или 99 нм, а ион (катион) магния (Mg2+) составляет 0,66 Å или 66 нм. В процессе замещения кальция магнием образуется значительное пустотное пространство. Таким образом, наноразмерные метасоматические процессы в карбонатных породах способствуют образованию хороших высокодебитных коллекторов.

Метасоматоз - это реакция приспособления горной породы к изменению физико-химических условий ее состояния. Как правило, метасоматические процессы протекают в режиме реакций между твердой (горная порода) и жидкой или газообразной (флюид) фазами при постоянном сохранении горной породой твердого состояния. Они ведут к изменению химического состава породы путем замещения одних минералов другими под действием подвижного, химически активного тепломассоносителя в градиентном термодинамическом поле. Процессы эти, по существу, являются неравновесными.

Однако взаимодействие твердых пород и растворов, особенно реакции с замещением катионов, характеризуются медленней кинетикой взаимодействия и требуют много времени. Известный способ по техническому результату направлен на увеличение глубины проникновения раствора в пласт путем селективного воздействия на породы. При этом не происходит эффективного перераспределения фильтрационных потоков, раствор проникает в водонасыщенный участок коллектора и не охватывает нефтенасыщенные участки.

Существенный недостаток всех прототипов: в основном обеспечивают химические взаимодействия преимущественно в районе призабойной зоны скважины, которая в тысячи раз меньше в пространственно-объемном и площадном смысле, чем весь нефтяной пласт. Как правило, все прототипы применяют растворы соляной кислоты или щелочи, которые обладают повышенной коррозионной активностью. Это приводит к многочисленным повреждениям стволов скважин и попаданию реагентов и оборотной воды в другие горизонты, что сопряжено с экологическими и экономическими издержками.

Технический результат - равномерная обработка всех застойных зон пласта, повышение производительности скважин и степени нефтеотдачи нефтесодержащего пласта, а также удаление серы из нефти непосредственно в продуктивном пласте. Удаление серы способствует повышению уровня проницаемости пласта.

В предложенном изобретении решается техническая проблема повышения эффективности обработки всего нефтесодержащего пласта и охвата всех застойных зон.

Технический результат достигается тем, что способ регулирования проницаемости нефтяного пласта, включающий закачку в пласты водных солевых растворов, содержащих хлориды, отличающийся тем, что в пласт вначале подают раствор хлорида натрия, и/или калия, и/или, кальция, и/или магния с общим содержанием солей 60-200 г/л при pH 6,5-7,5, после чего пласт обрабатывают раствором серной кислоты.

Кроме того, поддерживают в обрабатываемом растворе концентрацию серной кислоты 20-50 г/л, в качестве солевого раствора используют растворы, полученные при опреснении морской воды путем выдерживания и отделения от осадка, в качестве солевого раствора используют отработанные электролиты, полученные при производстве магния и содержащие хлориды щелочных металлов и кальция.

Сущность изобретения.

Карбонатные пласты характеризуются разнонаправленной трещиноватостью, неоднородностью и низким коэффициентом извлечения нефти. В случае вязкой нефти добываемой нефти после дренирования из коллектора, примыкающего непосредственно к зоне перфорирования скважины, наблюдается резкое падение дебита нефти. Существующие технологии неэффективны в этих условиях. Особенно большие зоны нефти в нижних горизонтах пласта.

Предлагаемая технология комплексно воздействует на нефтесодержащий пласт.

За счет химических реакций и разбавления пластовой водой, находящейся в пласте, резко уменьшая содержание нерастворимых соединений, что увеличивает проницаемость в породах пласта. Одновременно за счет большего удельного веса солевого раствора происходит вытеснение нефти из застойных зон. Хлоридные растворы с pH 6,5-7,8 обладают малой коррозионной способностью, заполняют все застойные зоны пласта. Затем солевой раствор вытесняется углеводородной жидкостью и подается серная кислота, которая при взаимодействии с хлоридами непосредственно в пласте образует соляную кислоту в объеме всего продуктивного пласта.

При этом поднимается температура в пласте, уменьшается вязкость нефти и повышается растворимость соединений, образованных за счет взаимодействия кислоты и вмещающих пород.

Хлориды за счет реакций замещения и большей растворимости солей натрия увеличивают поры в пласте за счет следующих химических реакций

СаСО₃ (тв)+Cl^-1+2Н+→CaCl₂+H₂O+CO₂ (газ)

Взаимодействие хлоридов с карбонатами и элементарной серой приводит к образованию газов, которые повышают давления в пласте, что способствует вытеснению более легкой фракции - нефти.

Слабое изменение во времени концентрации продуктов взаимодействия серы с водой в опытах длительностью свыше 15 ч для 90°С, 2,2 ч для 150°С и 0,4 ч для 200°С указывает на достижение в этих условиях следующего метастабильного равновесия:

4S (эл)+3H₂O+CaCO₃ (тв)→←2H₂S (газ)+S₂O₃ ^2-+Са₂+ +H₂CO₃ (р-р)

Более низкие, чем это следует из стехиометрии данной реакции, концентрации сероводорода по сравнению с тиосульфат-ионом, вероятно, обусловлены трудностью отбора проб без потерь такого летучего компонента, как H₂S.

Полученные экспериментальные данные были сопоставлены с результатами термодинамических расчетов. Для этого проведена оценка активностей продуктов реакции по метастабильному равновесию, а также реакции конечного диспропорционирования

4S (эл)+4H₂O→←4H₂S (p-p)+SO₄ ^2-+2Н+

В качестве примера можно рассмотреть результаты расчетов равновесия

Fe₂O₃ (тв)+5S (эл)+H₂O→←2FeS₂ (тв)+HSO₄ ^-+H^+,

константа которого равна 1016,6. Ее большая величина указывает на резкий сдвиг равновесия вправо с образованием значительных количеств серной кислоты, диссоциирующей на HSO₄ ^- - и Н⁺-ионы.

Для практических задач представляет интерес не только анализ сульфидирования оксидов, но и случай, когда окисленный металл связан в кристаллической решетке силикатов или других солей кислородных кислот. С этой целью можно сопоставить константы двух равновесий:

3FeO (тв)+7S (эл)+H₂O→←3FeS₂ (тв)+HSO₄ ^-+H⁺

1,5FeSiO4 (тв)+7S (эл)+H₂O→←3FeS₂ (тв)+1,5SiO₂ (тв)+HSO₄ ^-+H⁺

В присутствии хлоридов равновесными растворимыми формами при температурах 25 и 150°С являются Cl^-, ClO₃ ^-1 H₂S, HS^-, HSO₄ ^- и SO₄ ^2-.

Солевые растворы хлоридов имеют удельный вес в 1,2-1,5 раза выше, чем вода, и существенно больше, чем у нефти, поэтому солевые растворы эффективно заполнят и вытеснят и воду и нефть из нижних застойных горизонтов пласта.

Наконец, солевые растворы, содержащие преимущественно хлориды натрия и магния, в избытке получаются в процессах опреснения соленой воды, которая сбрасывается в водоемы или прибрежную зону моря, что создает большие экологические проблемы.

Хлоридные растворы образуются в виде отходов при производстве магния, например, в процессе электролиза. Использование солевых растворов и возвращение в пласт позволяет решить экологические проблемы и одновременно получить экономическую выгоду от увеличения нефтеотдачи пласта и удаления серы из пласта.

Соленость воды в океанах, морях имеет неравномерно распределенную соленость. Наименее соленой является вода Финского залива и северной части Ботнического залива, входящих в акваторию Балтийского моря. Наиболее соленой является вода Красного моря и восточная часть Средиземного моря. Соленые озера, такие как Мертвое море, могут иметь значительно больший уровень содержания солей.

Морская вода слабо щелочная, pH варьирует в пределах от 7,5 до 8,4. Относительно высокая стабильность pH связана с наличием карбонатной буферной системы. Несколько меньшее значение для поддержания pH имеет боратная система. Наиболее высоко значение pH у поверхности моря, с глубиной оно несколько снижается. В опресненных участках величина pH может снижаться до нейтральной и даже слабокислой.

Плотность раствора при 25°С после мембранного разделения составляет 1,12-1,27 г/см³. Содержание хлорида натрия и магния в зависимости от применяемых технологий опреснения находится в пределах 120-250 г/л, а соотношение хлоридов натрия и магния - 1:0,1÷0,15.

Отработанный электролит в процессе получения магния имеет состав, мас.%: 5,4-5,6 - MgCI₂, 71,0-74,5 - KCI, 17,9-17,8 - NaCI, 0,9 - CaCI₂.

Примеры конкретного исполнения проводились на макетных стендах.

Пример 1. На отработанном участке месторождения, где расчетный средний дебит скважин 0,07 л/сут, средняя обводненность 12,5%, пластовая температура 280С, вязкость нефти в пластовых условиях, плотность 941 кг/м₃.

Через остановленную скважину, обработанную солевым раствором, содержащим 90 г/л хлорида натрия и 1,1 г/л хлорида магния, закачали 12,8 л солевого раствора, затем подавали раствор серной кислоты. В результате расчетный дебит скважины увеличился с 0,07 до 11,2 л/сут.

Пример 2. На этом же участке одну скважину использовали в режиме постоянной подачи солевого раствора в количестве 12-14 л/сутки. В результате скважины, находящиеся на расстоянии до 3,5 м, увеличили свою производительность с 0,15 до 8,0-9,8 л/сут.

Соотношение в солевом растворе поддерживалось в пределах хлоридов натрия и магния 1:0,1÷0,15, как это имеет место в морской воде.

Затем подавали в пласт растворы серной кислоты.

Применение предложенного способа позволит увеличить нефтеотдачу пласта и утилизировать солевые отходы, полученные при опреснении воды, а также в процессах производства магния, решив ряд экологических проблем.

Пример 3. На этом же участке одну скважину использовали в режиме постоянной подачи солевого раствора в количестве 10-12 л/сутки. Скважину обрабатывали отработанным электролитом состава, мас.%: 5,4 - MgCI₂, 72,0 - KCI, 17,5 - NaCI, 0,9 - CaCI₂.

Затем пласт обрабатывали раствором серной кислоты с концентрацией 20-30 г/л.

В результате скважины, находящиеся на расстоянии до 3,5 м, увеличили свою производительность с 0,15 до 7,7-8,2 л/сут.

В случае применения отходов, полученных при опреснении морской воды, необходимо перемешивать солевой раствор, выдерживать и отделять образовавшийся осадок. При этом выделяются в осадок биогенные вещества, содержащие растворенные органические соединения и неорганические формы азота, кремния и тяжелых металлов. Эти соединения способны адсорбироваться на минеральных породах, забивая поры и тем самым уменьшая проникающую способность солевых растворов. В свою очередь, эти процессы экранирует труднодоступные зоны скопления нефти, особенно в нижних зонах пласта.

В связи с истощением многих нефтяных месторождений и необходимостью их реабилитации резко растет интерес к технологиям, позволяющим управлять сбалансированной разработкой нефтяных залежей и резко увеличивать коэффициент нефтеотдачи. Чрезвычайно актуальным представляется удаления серы из нефти непосредственно в пласте.

Предлагаемый способ регулирования проницаемости нефтяного пласта включает закачку в пласты раствора солей хлористого калия и хлористого кальция. Причем закачку раствора солей калия и кальция чередуют с закачкой в пласт растворов серной кислоты. Закачивается раствор, содержащий 150-300 г/л хлористого калия и натрия, 5-20 г/л хлористого кальция.

Во-вторых, удельный вес растворов хлористого калия и хлористого кальция существенно выше, чем удельный вес нефти и воды. Поэтому солевой раствор вытесняет и воду, и нефть как из больших пустотных от твердого пространств, так из всех застойных зон пласта.

При подаче растворов серной кислоты соли кальция и серная кислота взаимодействуют с образованием осадка сульфата кальция, который имеет кристаллическую структуру и способность выпадать в осадок, заполняя большие пустотные пространства. Одновременно образуется соляная кислота, которая является хорошим растворителем твердого, но при этом не растворяет соединения кремния в призабойной зоне, следовательно, не образуются гелеобразные осадки, ограничивающие проницаемость нефтяного пласта.

В-третьих, в качестве хлоридных растворов целесообразно применять хлоридные отходы после электролизного извлечения магния, полученные при переработке, например, карналлита.

Таким образом, очевидно достижение технического результата заявленным способом.

Claims (4)

1. Способ регулирования проницаемости нефтяного пласта, включающий закачку в пласты водных солевых растворов, содержащих хлориды, отличающийся тем, что в пласт вначале подают раствор хлорида натрия, и/или калия, и/или кальция, и/или магния с общим содержанием солей 60-200 г/л при pH 6,5-7,5, после чего пласт обрабатывают раствором серной кислоты.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что поддерживают в обрабатываемом растворе концентрацию серной кислоты 20-50 г/л.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве солевого раствора используют растворы, полученные при опреснении морской воды путем выдерживания и отделения от осадка.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве солевого раствора используют отработанные электролиты, полученные при производстве магния и содержащие хлориды щелочных металлов и кальция.