Способ снижения поступления воды в нефтяные скважины
Номер патента: 16701
Опубликовано: 15.12.2008
Авторы: БУРРАФАТО, Джованни, КЬЯППА, Луиза, МАДДИНЕЛЛИ, Джузеппе, ЛОКХАРТ, Томас, Пол
Формула / Реферат
Описан способ снижения поступления воды внефтяные скважины при температурах до 90°С, включающий нагнетание водногораствора одного или более полимеров, выбираемых из группы полимеров, имеющихобщую формулу (I), в пласт вокруг нефтяной скважины, при этом в указаннойформуле п находится в интервале от 0,40 до 0,70, предпочтительно от 0,5 до0,65; m находится в интервале от 0,15 до 0,65, предпочтительно от 0,3 до 0,5; рнаходится в интервале от 0,02 до 0,20, предпочтительно от 0,05 до 0,10; n + m +р = 1; X1 выбирают из Н и СН3; R1, R2- могут быть как разными, так и одинаковыми заместителями, выбираемыми из C1-С10монофункциональных углеводородных групп.
Текст
(51) 21 33/138 (2006.01) КОМИТЕТ ПО ПРАВАМ ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ МИНИСТЕРСТВА ЮСТИЦИИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН(54) СПОСОБ СНИЖЕНИЯ ПОСТУПЛЕНИЯ ВОДЫ В НЕФТЯНЫЕ СКВАЖИНЫ(57) Описан способ снижения поступления воды в нефтяные скважины при температурах до 90 С,включающий нагнетание водного раствора одного или более полимеров, выбираемых из группы полимеров, имеющих общую формулу , в пласт вокруг нефтяной скважины, при этом в указанной формуленаходится в интервале от 0,40 до 0,70,предпочтительно от 0,5 до 0,65 находится в интервале от 0,15 до 0,65, предпочтительно от 0,3 до 0,5 р находится в интервале от 0,02 до 0,20,предпочтительно от 0,05 до 0,10 р 1 1 выбирают из Н и СН 3 -1, 2 - могут быть как разными, так и одинаковыми заместителями,выбираемыми из С 1-С 10 монофункциональных углеводородных групп. 16701 Настоящее изобретение относится к способу снижения поступления воды в нефтяные скважины при температурах до 90 С, при этом способ включает введение в пластводного раствора катионного полимера. Сопутствующая добыча воды - это факт,который в различной степени касается всех нефтяных или газовых скважин и который имеет крайне негативные экономические последствия. В самом деле, избыточное поступление воды вызывает как увеличение стоимости, связанное с утилизацией воды, так и понижение доходов из-за ограниченной продуктивности углеводородов. Кроме того, высокое содержание воды (т.е. соотношение между дебитом воды в скважине и суммарным дебитом водыуглеводорода) в газовых месторождениях может привести к заводнению скважины и, следовательно, к последующему ее закрытию. Кроме того, в будущем проблемы, связанные с поступлением воды, станут еще более важными как в связи с характеристиками ныне действующих месторождений, так и в связи с характеристиками новых разведанных месторождений. В самом деле,эксплуатацию существующих месторождений(постепенно стареющих) обычно характеризуют содержанием воды,которое со временем увеличивается. Кроме того, геологоразведочные работы большей частью направлены на морские нефтеносные пласты, находящиеся часто на глубоководных участках и в местностях, на которых зачастую действуют очень строгие правила охраны окружающей среды. В скважинах с высоким содержанием воды проблему обычно можно решить механической изоляцией зоны добычи или повторным закачиванием скважины,или капитальным ремонтом скважины. Однако, последнее решение является чрезвычайно трудным и может привести к потере огромных количеств присутствующих в микроколичествах углеводородов, на которые прибытие воды все еще не влияет. Запирание воды с помощью гелеобразующих химических систем (обычно полиакриламидов,сшитых Сили систем, основанных на силикатах) может являться ценной альтернативой механической изоляции такие составы, введенные в пласт, полностью блокируют движение текучих сред в обработанных зонах. С помощью такой технологии можно снизить или полностью исключить поступление воды при умеренных затратах. Однако, эта технология может быть успешной лишь в том случае, если возможно определить и селективно изолировать зоны поступления воды при указанной обработке так,чтобы не пострадала эксплуатация слоев, все еще насыщенных углеводородами. Наконец, технология МОП (модификатор относительной проницаемости/) основана на нагнетании (во все интервалы,открытые для добычи) химического агента,способного селективно снижать проницаемость в отношении воды. Химические системы,2 применяемые при обработке такого типа,представляют собой водо-растворимые полимеры,которые после адсорбции на поверхности горной породы модифицируют проницаемость пласта. Таким образом, селективно снижают проницаемость на интервалах высокого содержания воды, в то время как проницаемость на интервалах добычи углеводородов остается неизменной. Такой подход в соответствующих случаях имеет значительные преимущества перед традиционными технологиями,в частностиминимальный риск повреждений,незначительное воздействие на окружающую среду, низкая стоимость обработки благодаря вмешательству типа закачки под давлением. Для эффективной обработки полимерным модификатором проницаемости необходимым условием является взаимодействие самого полимера с поверхностью горной породы с образованием слоя, способного модифицировать характеристики течения в пористой среде. Таким образом, для максимизации адсорбции и стабильности слоя адсорбированного полимера, полимер должен обладать особенно сильным взаимным притяжением с поверхностью горной породы в течение некоторого времени. Полимеры, применяемые до настоящего времени,имеют различные ограничения,замедляющие распространение технологии МОП. В частности, полиакриламиды (ПАМ) обладают низкой эффективностью и пониженным сроком действия обработки из-за их ограниченной термической стабильности полиакриламиды,модифицированные введением катионных групп,обладают хорошей эффективностью, но низкой термоустойчивостью биополимеры (такие, как склероглюкан) неудобны для нагнетания, поскольку обладают высокой вязкостью полимерного раствора, который также склонен к флокуляции. Таким образом, специалисты данной области техники ощущают потребность в изыскании полимеров, способных лучше адсорбироваться на горных материнских породах, и, следовательно,способных селективно снижать проницаемость в отношении воды, а также устойчивых к температуре пласта. В настоящее время обнаружено,что определенные катионные полимеры вполне отвечают вышеуказанным требованиям и являются,в частности, термостабильными при средне-высоких температурах. В самом деле, испытание адсорбции,проведенное на кремнистом песке с помощью полимеров, содержащих катионные группы, и аналогичных неионных полимеров показало, что первые адсорбируются на этой породе сильнее, чем последние, вследствие более сильного взаимного притяжения положительно заряженного полимера и отрицательно заряженной поверхности песка. В соответствии с этим, настоящее изобретение относится к способу снижения поступления воды в нефтяные скважины, который включает нагнетание в пласт вокруг скважины водного раствора одного 16701 или более полимеров, выбираемых из группы полимеров, имеющих общую формулу гденаходится в интервале от 0,40 до 0,70,предпочтительно от 0,5 до 0,65 находится в интервале от 0,15 до 0,65,предпочтительно от 0,3 до 0,5 р находится в интервале от 0,02 до 0,20,предпочтительно от 0,05 до 0,10 р 1 1 выбирают из Н и СН 3 1, 2 - одинаковые или различные заместители, которые выбирают из 1-С 10 монофункциональных углеводородных групп. В предпочтительном воплощении изобретения в соединении с общей формулойполимер имеет 0,650,3 р 0,05 11 СН 3 2 СН 3. Молекулярная масса полимера обычно находится в интервале от 1,5 до 12 миллионов. Концентрация полимера соединения общей формулыв водном растворе, который можно использовать в способе в соответствии с настоящим изобретением, находится в интервале от 300 до 10000 частей на миллион, и даже более предпочтительно от 500 до 4000 частей на миллион. В качестве среды-носителя может быть использован любой доступный тип воды, с тем лишь условием, чтобы вода не содержала взвешенных твердых веществ, поскольку ни тип, ни количество каких-либо катионов или анионов, обычно содержащихся в воде, не оказывает действия на соединение, имеющее общую формулу . Водный раствор в соответствии с настоящим изобретением обычно имеет вязкость в интервале от 1,5 до 10 сантипуазов, что гораздо меньше, чем обычная вязкость гелеобразующих растворов. Объем водного раствора, нагнетаемый в пласт,зависит от высоты обрабатываемого продуктивного пласта и от глубины, на которую должен пройти раствор (радиус проникновения). Расход нагнетаемого водного раствора выбирают в зависимости от типа обрабатываемого пласта. Кроме того, нагнетаемый водный раствор можно подавать в пласт под нужным давлением,при условии, конечно, что оно не превышает давления гидравлического разрыва пласта. Специалистам в данной области техники известно,что раствор желательно нагнетать как можно быстрее, учитывая при этом характеристики пласта,для того, чтобы снизить время обработки, и,следовательно, свести к минимуму остановку эксплуатации. Если необходимо,для очистки обрабатываемого пласта и для создания лучших условий адсорбции полимера,способу в соответствии с настоящим изобретением может предшествовать возможная операция предварительной обработки(предварительная промывка струй жидкости), которую можно провести, например, раствором, содержащим поверхностно-активный агент. В предпочтительном воплощении изобретения после реализации способа в соответствии с настоящим изобретением предпочтительно выполняют операцию дополнительной промывки,т.е. проводят обработку пласта рассолом или газом или нефтью, для проталкивания полимера в пласт. Дополнительная промывка газом также имеет своей целью восстановление связности газового слоя (в газовых скважинах). Наконец, в конце нагнетания водного раствора соединения, имеющего общую формулу ,предпочтительно проводят операцию остановки скважины, т.е. закрытие скважины, чтобы дать возможность полимеру лучше адсорбироваться на горной материнской породе. Способ в соответствии с настоящим изобретением имеет множество преимуществ и, в частности, требует ограниченного количества полимера, имеющего общую формулу . Кроме того, неожиданно оказалось, что способ можно применять как к газоносным, так и к нефтеносным пластам, имеющим температуру примерно до 90 С. Для лучшего понимания настоящего изобретения ниже приведены следующие примеры. Примеры Полимер (название - / 2130, производится фирмой ), используемый в примерах, имеет следующую формулу. Это тример (-), получаемый при полимеризации трех мономеров акриламида , -винилпирролидонаи хлорида диаллилдиметиламмония . Молекулярная масса полимера составляет 5 миллионов. Для сравнения, в экспериментальной части также применяли иной катионный полимер, не являющийся частью настоящего изобретения. Это катионный полимер марки МСАТ, производимый фирмой 16701 триметиламмония). Молекулярная масса этого полимера составляет 2 миллиона. ХИМИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ ПОЛИМЕРА / 2130 ХИМИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ КАТИОННОГО ПОЛИМЕРА МСАТ(р 0,95,0,05) Пример 1. Рабочие характеристики катионных полимеров / 2130 и МСАТ. Рабочие характеристики полимеров МСАТ и/ 2130 были оценены посредством а) испытаний на адсорбцию растворов на песке, ) оценки термической стабильности посредством ЯМР анализа, и с) исследования керна. 1 а - Испытание на статическую адсорбцию при температуре 25 С. Были приготовлены растворы полимера в рассоле (отфильтрованный и дегазированный 2 ный раствор КС) с концентрациями 1000 или 2000 частей на миллион. После приведения в контакт некоторого количества песка (3-5 г) с полимерным раствором в герметически закрытом стеклянном контейнере, раствор с песком перемешивали при требуемой температуре для лучшего контакта полимера с поверхностью песка. Примерно через 24 часа при 25 С количество полимера,адсорбированного на поверхности раздела,определяли по разнице между первоначально загруженным количеством полимера и количеством,оставшимся в растворе после испытания с помощью анализа на ОСОУ(Общее содержание органического углерода). Испытания проводили на песке, имеющем преимущественно кремнистый и глинистый состав. В таблице 1 даны значения адсорбции полимера/ 2130 в сравнении со значениями для полимера МСАТ. Таблица 1. Сравнение адсорбции растворов полимера / 2130 на песке (кварцит и пластовый) и аналогичных растворов полимера МСАТ при 25 С. Применяемый пластовый песок имел следующий состав Пластовый песок 1 кварц - 50, калиевый полевой шпат - 6, плагиоклаз - 15, кальцит - 6,доломит - 1, глины/слюда - 22 Пластовый песок 2 кварц - 92, калиевый полевой шпат - 5, плагиоклаз - 2, глины/слюда 1. Таблица 1 Сравнение адсорбции растворов полимера / 2130 на песке (кварцит и пластовый) и аналогичных растворов полимера МСАТ при 25 С Темп. (оС) Кварцит Пластовый 1 Пластовый 2 16701 Можно заметить,что оба полимера ограниченно адсорбируются на чистом песке(кварцит) и хорошо адсорбируются на обоих пластовых песках. 11 - Испытание на статическую адсорбцию при различных температурах Следуя процедуре, описанной в пункте 1 а, были проведены испытания на статическую адсорбцию при температуре 70 С и 90 С с применением полимера МСАТ и полимера в соответствии с настоящим изобретением. Результаты испытаний указаны в таблице 2. Таблица 2 Сравнение адсорбции растворов полимера / 2130 на песке (кварцит и пластовый) и аналогичных растворов полимера МСАТ. Составы пластовых песков соответствуют указанным в таблице 1. Темп.(оС) Кварцит Кварцит Пластовый песок 1 Пластовый песок 1 Пластовый песок 2 Можно заметить, что оба полимера хорошо адсорбируются на пластовых песках (сравнить с данными таблицы 1), что является необходимым, но не достаточным условием для успешной МОП обработки. В самом деле, для успешной обработки также необходима достаточная термическая стабильность полимера, в частности, активной катионной группы,при нужной температуре. 12 - Оценка термической стабильности с помощью ЯМР анализа Термическую стабильность продукта оценивали посредством ЯМР анализа, проводимого в водных растворах полимеров МСАТ и / 2130 при различных температурах, в частности,определяли концентрацию активных катионных групп,присутствующих при различных температурах. В таблице 3 указаны сравнительные значения термической стабильности полимера МСАТ(процент гидролизованных катионных групп при температуре испытания) и полимера / 2130 в соответствии с настоящим изобретением. Таблица 3 Сравнение термической стабильности растворов полимера МСАТ и растворов полимера/ 2130 в соответствии с настоящим изобретением спустя 21 день (по данным ЯМР анализа) Темп. (оС) МСАТ гидролизованных катионных групп Уже при 70 С наблюдается значительное разрушение активных катионных групп полимера МСАТ. С другой стороны, полимер / 2130 в соответствии с настоящим изобретением термически стабилен даже при температуре 90 С. 1 с - Испытание в пористой среде с использованием полимера МСАТ. После проверки адсорбции полимера на горной породе была оценена эффективность полимера МСАТ в селективном снижении проницаемости в отношении воды посредством испытания в пористой среде. Испытание было проведено в пористой среде при двух различных температурах 48 и 70 С./ 2130 гидролизованных катионных групп н.о. н.о. 0 Из примерно 40 г песка был приготовлен искусственный песчаный керн длиной около 5 см, к которому спереди и сзади добавили по 2 см гравия крупности 20-40 меш, удерживаемых двумя металлическими сетками с 70 меш. Диаметр искусственного песчаного керна составил 2,54 см(1 дюйм). После сборки и закрепления искусственного песчаного керна в стальной ячейке ,прикладывали краевое давление 20 бар для избежания просачивания текучих сред между трубкой(содержащей керн) и пористой средой. Действовали по следующей процедуре 5- искусственный песчаный керн насыщали в вакууме рассолом (2 КС) и затем определяли пористость и абсолютную проницаемость при комнатной температуре и требуемой температуре- через рассол продували газ (предварительно увлажненный азот) или нефть (сырую нефть месторождения) определяли исходную проницаемость, относящуюся к газу (К газа) или сырому газу месторождения ( сырой нефти месторождения), и соответствующее насыщение в воде- газ (или сырую нефть месторождения) смывали рассолом определяли исходную проницаемость, относящуюся к рассолу (К рассола), и соответствующее насыщение в газе (или сырой нефти месторождения) при постоянном расходе нагнетали полимерный раствор МСАТ (1500 частей на миллион), предварительно профильтрованный и дегазированный (от 10 до 12 объемов порового пространства). В процессе промывки записывали значения давления,а также собирали соответствующие выходящие фракции для определения адсорбированного количества полимера- скважину закрывали на 24 часа- полимер смывали рассолом (2 ) при постоянном расходе (около 1 порового пространства в час). В процессе промывки записывали значения давления, а также собирали выходящие фракции- определяли проницаемость в отношении рассола после обработки полимером ( рассола)- определяли проницаемость в отношении газа или нефти (сырой нефти месторождения) после обработки полимером (К газа,сырой нефти месторождения) и насыщение в рассоле. Результаты испытания сведены в таблицу 4. Таблица 4 Результаты испытания в пористой среде с использованием полимера МСАТ (1500 частей на миллион). Снижение проницаемости в отношении воды вычисляли после нагнетания рассола в количестве от 600 до 900 поровых пространств. Используемый пластовый песок имел следующий состав пластовый песок 3 кварц - 49, плагиоклаз - 17, кальцит - 21, глины/слюда - 4. Песок Можно заметить, что полимер МСАТ эффективен в качестве модификатора проницаемости при температурах примерно до 50 С. При 70 С снижение проницаемости в отношении рассола значительно уменьшается по сравнению с данными при более низких температурах (22 вместо 77). Это согласуется с данными испытаний статической адсорбции и ЯМР анализами, проведенными в растворах, которые показали значительное разрушение полимера МСАТ при 70 С с почти полным отделением активных катионных групп. Катионные группы необходимы для хорошей адсорбции и, следовательно, хорошего снижения проницаемости в отношении рассола. Пример 2 Рабочие характеристики полимера / 2130 в соответствии с настоящим изобретением. После определения термической стабильности полимера / 2130, растворы которого, как показано, устойчивы вплоть до температуры 90 С и имеют хорошие показатели по адсорбции на песке,характеристики продукта были оценены посредством испытания в пористой среде, в которой оценивали снижение проницаемости в отношении рассола и воздействие на проницаемость в отношении углеводородов (нефть). 2 а - Испытания в пористой среде. При испытаниях в пористой среде,проведенных для оценки эффективности снижения проницаемости в отношении рассола полимером/ 2130, следовали процедуре, описанной в примере 1 с. В этом случае также применяли полимерный раствор (в рассоле 2 КС) 1500 частей на миллион. Проводили следующие испытания- испытание в пористой среде на искусственном песчаном керне (пластовый песок 2) при 90 С определяли снижение проницаемости, относящейся к рассолу, и оценивали воздействие на проницаемость,относящуюся к нефти. Применяемый пластовый песок- испытание в пористой среде на керне при 90 С определяли снижение проницаемости, относящейся к рассолу, и оценивали воздействие на проницаемость,относящуюся к нефти. Керн (длина 10 см, диаметр 2,54 см, объем пор 9,28 см 3) имел следующий минералогический состав кварц - 95, калиевый полевой шпат - 5. При испытаниях в пористой среде, проводимых в двухфазной системе рассол - нефть, применяли сырую нефть месторождения. Результаты испытания сведены в таблицу 5. 16701 Таблица 5 Результаты испытания в пористой среде с использованием полимера / 2130. Во всех испытаниях применяли обычную сырую нефть месторождения. Керн Пластовый песок 2 (см. описание к табл. 2). Можно заметить, что в отличие от полимера МСАТ, рабочие характеристики которого серьезно страдают при повышенных температурах из-за разрушения активных катионных групп, полимер в соответствии с настоящим изобретением имеет прекрасные рабочие характеристики в показателях селективного снижения проницаемости в отношении воды также и при высоких температурах. Эти свойства делают полимер пригодным для МОП-обработки в скважинах, гденаходится в интервале от 0,40 до 0,70 находится в интервале от 0,15 до 0,65 р находится в интервале от 0,02 до 0,201 1 выбирают из Н и СН 3 1, 2 - одинаковые или различные заместители,которые выбирают из 1-С 10 монофункциональных углеводородных групп, предпочтительно С 1 - С 3 алкильных радикалов. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, чтонаходится в интервале от 0,5 до 0,65 находится в интервале от 0,3 до 0,5 р находится в интервале от 0,05 до 0,10. 3. Способ по л. 1, отличающийся тем, что 1, 2- одинаковые или различные заместители, которые выбирают из 1 С 3 монофункциональных алкильных радикалов. 4. Способ пол п. 3, отличающийся тем, что 123. 5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что полимер, имеющий общую формулу , имеет молекулярную массу в интервале от 1,5 до 12 миллионов. Снижение проницаемости рассола Снижение проницаемости нефти имеющих проблемы с поступлением воды и при температуре пласта до 90 С. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ снижения поступления воды в нефтяные скважины, который включает нагнетание в пласт вокруг скважины водного раствора одного или более полимеров, выбираемых из группы полимеров, имеющих общую формулу (1), в водном растворе находится в интервале от 300 до 10000 частей на миллион. 7. Способ по п. 6, отличающийся тем, что концентрация полимера, имеющего общую формулу, в водном растворе находится в интервале от 500 до 4000 частей на миллион. 8. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в полимере, имеющем общую формулу , 0,65 0,30 р 0,05 1 123. 9. Способ по п. 1, отличающийся тем, что ему предшествует возможная операция предварительной обработки-предварительная промывка струей жидкости. 10. Способ по п. 9, отличающийся тем, что операцию предварительной обработки выполняют водным раствором, содержащим поверхностноактивный агент. 11. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в конце вышеуказанного способа выполнят возможную операцию дополнительной промывки,т.е. обработку самого пласта рассолом или газом,или нефтью.
МПК / Метки
МПК: E21B 33/138
Метки: снижения, способ, воды, скважины, нефтяные, поступления
Код ссылки
<a href="https://kz.patents.su/7-16701-sposob-snizheniya-postupleniya-vody-v-neftyanye-skvazhiny.html" rel="bookmark" title="База патентов Казахстана">Способ снижения поступления воды в нефтяные скважины</a>
Предыдущий патент: Предохранительная крышка для бутылки
Следующий патент: Способ мелиорации солонцеватых карбонатных почв
Случайный патент: Антгельминтное средство широкого спектра действия против гельминтозов овец