СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА

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.