Патент на изобретение №2168009

Published by on




РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ



ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА
ПО ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ,
ПАТЕНТАМ И ТОВАРНЫМ ЗНАКАМ
(19) RU (11) 2168009 (13) C1
(51) МПК 7
E21B43/32
(12) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ПАТЕНТУ

Статус: по данным на 27.05.2011 – прекратил действие

(21), (22) Заявка: 2000104446/03, 22.02.2000

(24) Дата начала отсчета срока действия патента:

22.02.2000

(43) Дата публикации заявки: 27.05.2001

(45) Опубликовано: 27.05.2001

(56) Список документов, цитированных в отчете о
поиске:
RU 2093673 C1, 20.10.1997. SU 1543056 A1, 15.02.1990. SU 1806263 A3, 30.03.1993. SU 1758217 A1, 30.08.1992. RU 2115801 C1, 20.07.1998. RU 95103352 A1, 20.12.1996. RU 95109606 A1, 20.05.1997. RU 2080450 C1, 27.05.1997. RU 2114991 C1, 10.07.1998. US 3434545 A, 25.03.1969. US 3435899 A, 01.04.1969.

(71) Заявитель(и):

ЗАО Научно-производственное объединение “ИНТЭК”

(72) Автор(ы):

Букаринов Ю.Н.,
Козубовский А.Г.,
Карандаев А.А.,
Ржавин М.В.

(73) Патентообладатель(и):

Букаринов Юрий Николаевич,
Козубовский Александр Геннадьевич,
Карандаев Алексей Анатольевич,
Ржавин Михаил Владимирович

(54) СПОСОБ ВЫРАВНИВАНИЯ ПРОФИЛЯ ПРИЕМИСТОСТИ НАГНЕТАТЕЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ


(57) Реферат:

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам добычи нефти и газа из буровых скважин. Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной скважины включает закачку в пласт водных растворов сернокислого алюминия и щелочи, предварительно смешанных в соотношении, при котором показатель рН смеси равен 3,8, после чего в пласт последовательно закачивают водный “буфер”, раствор хлористого кальция и снова водный “буфер”. Технический результат – повышение нефтегазоотдачи пласта и снижение обводненности добывающих скважин за счет увеличения протяженности изоляционного экрана при повышении глубины проникновения дисперсных частиц в пористую среду, за счет закупорки флюидопроводящих каналов удаленных зон пласта. 1 табл.


Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам добычи нефти и газа из буровых скважин.

Известен способ разработки нефтяного пласта закачкой состава, состоящего из глинопорошка, полиоксиэтилена и воды, закупоривающего высокопроницаемые зоны (А.С. СССР, N 1677276, МКИ E 21 B 43/22, 1991 г.).

Недостатком данного способа является низкая эффективность из-за ограниченной фильтруемости состава в пористую среду и низкого остаточного фактора фильтрационного сопротивления.

Наиболее близким техническим решением, выбранным за прототип, является способ выравнивания профиля приемистости (Патент РФ N 2093673, МКИ E 21 B 43/32, 1997 г.), заключающийся в закачке в пласт через гидроактиватор растворов хлорида кальция и сернокислого алюминия, с последующей дополнительной закачкой щелочного раствора. При взаимодействии хлорида кальция и сернокислого алюминия образуется мелкодисперсный осадок – сернокислый кальций. Добавление щелочного раствора инициирует выпадение гелеобразного вторичного осадка – гидроокиси алюминия, предотвращающего вымывание мелкодисперсного сернокислого кальция.

Недостатком данного способа является то, что образование сернокислого кальция и гидроокиси алюминия начинает происходить в начальный момент времени закачки растворов в пласт, т.е. непосредственно в стволе нагнетательной скважины и прискважинной зоне, что снижает глубину проникновения дисперсных частиц в пористую среду. Несмотря на высокий остаточный фактор фильтрационного сопротивления гидроокиси алюминия данное обстоятельство существенно снижает эффективность способа из-за ограниченной протяженности установленного изоляционного экрана.

Техническим результатом изобретения является повышение нефтегазоотдачи пласта и снижение обводненности добывающих скважин за счет увеличения протяженности изоляционного экрана при повышении глубины проникновения дисперсных частиц в пористую среду и за счет закупорки флюидопроводящих каналов удаленных зон пласта.

Поставленная цель достигается тем, что в способе, включающем закачку в пласт водных растворов хлористого кальция, сернокислого алюминия и щелочного раствора, согласно изобретению, сначала закачивают смесь растворов сернокислого алюминия и щелочи, предварительно смешанных в соотношении, при котором показатель pH смеси равен 3,8, после чего в пласт последовательно закачивают водный “буфер”, раствор хлористого кальция и снова водный “буфер”.

В качестве щелочного раствора можно использовать растворы кальцинированной соды, бикарбоната натрия, гидроокиси натрия и калия. В качестве водного “буфера” можно использовать любую воду, без ограничений по минерализации.

В таблице приведены сравнительные данные по изоляционной способности предлагаемого способа.

Исходные растворы щелочи, сернокислого алюминия и хлористого кальция готовят с заданной, в зависимости от проницаемости изолируемого коллектора концентрацией.

При осуществлении предлагаемого способа применяют растворы, имеющие концентрацию от 2,5 – 10 мас.%, вязкость от 0,2 до 1,2 Пас, плотность 1020-1200 кг/м3.

Для изоляции пластов, имеющих проницаемость не более 100 – 20010-15 м2, используют растворы с небольшим содержанием солей: 2,5-5,0 мас.%.

Для изоляции пластов, имеющих проницаемость более 20010-15 м2 – растворы с концентрацией солей 6,0 – 10,0 мас.%.

При постепенном смешивании растворов сернокислого алюминия и щелочи, при показателе pH смеси 3,8, смесь представляет собой истинный раствор, осадок не выпадает, так как в этот момент все вещества находятся в диссоциированном состоянии в виде ионов. При показателе pH смеси 3,7 концентрация щелочи в смеси с сернокислым алюминием меньше, следовательно и объем выпавшего осадка становится также меньше. Повышение концентрации щелочи, при показателе смеси pH 3,9 приводит к тому, что осадок начинает выпадать уже в процессе смешения этих растворов. Поэтому, согласно предлагаемого изобретения, в пласт закачивают раствор с показателем pH 3,8.

Для того, чтобы предотвратить выпадение осадка в прискважинной зоне, вслед за смесью растворов сернокислого алюминия и щелочи осуществляют последовательную закачку в пласт водного “буфера”, раствора хлористого кальция и снова водного “буфера”.

Так как процесс вытеснения в пористой среде одного раствора другим носит не поршневой, а смешивающийся характер, по мере закачки раствора хлористого кальция, за счет растворения водного “буфера”, на определенном расстоянии от забоя нагнетательной скважины произойдет контакт растворов сернокислого алюминия и щелочи с раствором хлористого кальция, в результате чего химическое равновесие системы нарушается и происходит быстрое выпадение осадков в виде нерастворимых в воде солей. В случае использования в качестве щелочи раствора кальцинированной соды [Na2CO3] процесс тройного осадкообразования можно описать следующими уравнениями реакций:



Для замедления образования осадков CaCO3 и CaSO4 в раствор солей можно вводить ингибиторы, связывающие катионы кальция, карбоксилсодержащие комплексоны или полифосфаты.

Для определения эффективности заявляемого способа в сравнении с прототипом, использовали линейные модели пласта (керны) длиной 1 м и диаметром 0,03 м различной проницаемости. В качестве пористой среды использовался кварцевый песок.

В начале экспериментов определялась проницаемость кернов по воде. Затем водные растворы сернокислого алюминия и кальцинированной соды смешивались до показателя pH смеси 3,7; затем 3,8 и 3,9 и закачивались в пористую среду. Далее в керн закачивался водный “буфер” с последующей закачкой водного раствора хлористого кальция и затем водного “буфера” (см. таблицу). После выстойки в течение 24 часов, определялась проницаемость кернов по воде.

Пример 2 (по предлагаемому способу).

Определили исходную проницаемость керна по воде. Она была равна 19010-15 м3. Затем водные растворы сернокислого алюминия с концентрацией 5,0 мас. % и кальцинированной соды с концентрацией 5,0 мас.% смешали до показателя pH смеси 3,7 и закачали в пористую среду. Далее в керн закачали водный “буфер”, а за ним – водный раствор хлористого кальция с концентрацией 5,0 мас. % и снова водный “буфер”. После выстойки в течение 24 часов, определяли проницаемость кернов по воде. Она была равна 121,6. Процент изоляции составил 64. Протяженность изоляционного экрана – 78 мм. Глубина начала образования изоляционного экрана от торца керна – 96 мм.

Пример 6 (по предлагаемому способу).

Определили исходную проницаемость керна по воде. Она была равна 18510-15 м2. Затем водные растворы сернокислого алюминия с концентрацией 5,0 мас. % и кальцинированной соды с концентрацией 5,0 мас.% смешали до показателя pH смеси 3,8 и закачали в пористую среду. Далее в керн закачали водный “буфер”, а за ним – водный раствор хлористого кальция с концентрацией 5,0 мас. % и снова водный “буфер”. После выстойки в течение 24 часов, определили проницаемость кернов по воде. Она была равна 0. Процент изоляции был равен 100. Протяженность изоляционного экрана – 136 мм. Глубина начала образования изоляционного экрана от торца керна – 107 мм.

Пример 10 (по предлагаемому способу).

Определили исходную проницаемость керна по воде. Она была равна 17810-15 м2. Затем водные растворы сернокислого алюминия с концентрацией 5,0 мас. % и кальцинированной соды с концентрацией 5,0 мас.% смешали до показателя pH смеси 3,9 и закачали в пористую среду. Далее в керн закачали водный “буфер”, а за ним – водный раствор хлористого кальция с концентрацией 5,0 мас. % и снова водный “буфер”. После выстойки в течение 24 часов, определили проницаемость кернов по воде. Она была равна 106,8. Процент изоляции составил 60. Протяженность изоляционного экрана – 47 мм. Глубина начала образования изоляционного экрана от торца керна – 11 мм.

По величинам протяженности изоляционного экрана, глубины начала его образования и процента изоляции судили о качестве изоляции. Первые два параметра определялись при разрушении кернов.

Экспериментальные данные приведены в таблице.

Из данных таблицы видно, что протяженность изоляционного экрана в предлагаемом способе в сравнении с прототипом в среднем больше в 3,4 раза, глубина начала его образования больше в среднем в 12 раз и процент изоляции – в 2,2 раза.

Пример реализации способа.

Перед проведением изоляционных работ на скважине проводят комплекс исследований: гидродинамических и исследований по определению профиля приемистости.

В процессе гидродинамических исследований определяют приемистость пласта при различных давлениях закачки, с последующим расчетом проницаемости.

Далее, любым известным способом (расходометрия, термометрия и т.д.) определяют профиль приемистости, по которому оценивают интервал поглощения и интенсивность поглощения жидкости в этом интервале.

Исходя из определенной проницаемости выбирают концентрацию растворов, необходимую для создания изолирующего экрана.

Способ осуществляют с использованием стандартной промысловой техники.

На первом этапе работ в различных емкостях приготавливают расчетное количество растворов кальцинированной соды, хлористого кальция и сернокислого алюминия, заданной, в зависимости от проницаемости изолируемого коллектора, концентрации.

Затем в емкость с раствором сернокислого алюминия постепенно добавляют раствор кальцинированной соды с одновременным замером любым известным способом показателя pH смеси. Как только показатель pH смеси станет равным 3,8, смешение прекращают и насосным агрегатом закачивают полученный раствор в пласт и продавливают расчетным объемом водного “буфера”. Далее, осуществляют закачку в пласт раствора хлористого кальция с последующей продавкой расчетным количеством водного “буфера”, после чего оставляют скважину на технологическую выстойку в течение 24 часов.

После технологической выстойки на скважине проводят гидродинамические исследования и исследования по определению профиля приемистости.

Реализация предлагаемого способа позволит за счет создания более протяженного изоляционного экрана существенно повлиять на перераспределение потоков флюида в удаленных зонах пласта и вовлечь в процесс разработки “застойные” зоны коллектора, а следовательно, повысить нефтегазоотдачу и снизить обводненность добываемой продукции. Кроме того, за счет увеличения охвата закупоркой флюидопроводящих каналов в удаленных зонах пласта продолжительность эффекта от воздействия так же существенно увеличивается.

Формула изобретения


Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной скважины, включающий закачку в пласт водных растворов хлористого кальция, сернокислого алюминия и щелочного раствора, отличающийся тем, что сначала закачивают смесь растворов сернокислого алюминия и щелочи, предварительно смешанных в соотношении, при котором показатель pH смеси равен 3,8, после чего в пласт последовательно закачивают водный “буфер”, раствор хлористого кальция и снова водный “буфер”.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2


MM4A – Досрочное прекращение действия патента СССР или патента Российской Федерации на изобретение из-за неуплаты в установленный срок пошлины за поддержание патента в силе

Дата прекращения действия патента: 23.02.2006

Извещение опубликовано: 20.02.2007 БИ: 05/2007


Categories: BD_2168000-2168999