способ разработки нефтяной залежи с высокотемпературным пластом

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтяной залежи с высокотемпературным пластом, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и осадкообразующего материала и водного раствора поверхностно-активного вещества, отличающийся тем, что останавливают нагнетательные скважины и закачивают в качестве осадкообразующего материала раствор хлористого алюминия и тринатрийфосфата под давлением закачки рабочего агента, смешивая растворы в скважине, продавливают в пласт водным раствором поверхностно-активного вещества под давлением на 30 40% выше давления закачки рабочего агента, проводят технологическую выдержку в течение 1 10 сут. закачивают рабочий агент под давлением на 50 60% выше давления закачки рабочего агента до обработки, снижают давление закачки до давления на 10 20% выше давления закачки рабочего агента до обработки и возобновляют разработку залежи.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что раствор хлористого алюминия готовят из расчета 20 40% хлористого алюминия на 100 г воды, а раствор тринатрийфосфата из расчета 50 100 г тринатрийфосфат на 100 г воды.

3. Способ по пп.1 и 2, отличающийся тем, что соотношение объемов закачки раствора хлористого алюминия и тринатрийфосфата составляет 5 7 1 соответственно.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с высокотемпературным пластом.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины [1]

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи с высокотемпературным пластом, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку через нагнетательные скважины рабочего агента, осадкообразующего материала и раствора поверхностно-активного вещества. В качестве осадкообразующего материала используют сернокислый алюминий и технический карбамид. В качестве поверхностно-активного вещества используют неоногенное поверхностно-активное вещество или его смесь с анионоактивным поверхностно-активным веществом [2]

Известный способ позволяет закупорить часть высокопроницаемых зон и повысить охват пласта вытеснением, однако при этом большой обьем нефти остается в низкопроницаемых зонах вследствие невысокой эффективности закупоривающего действия осадкообразующего материала. Нефтеотдача залежи остается невысокой.

В предложенном изобретении решается задача увеличения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи с высокотемпературным пластом, включающем отбор нефти через добывающие скважины, закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и осадкообразующего материала и водного раствора поверхностно-активного вещества, согласно изобретению останавливают нагнетательные скважины и закачивают в качестве осадкообразующего материала раствор хлористого алюминия и тринатрийфосфата под давлением закачки рабочего агента, смешивая растворы в скважины, продавливают в пласт водным раствором поверхностно-активного вещества под давлением на 30-40% выше давления закачки рабочего агента, проводят технологическую выдержку в течение 1-10 сут, закачивают рабочий агент под давлением на 50-60% выше давления закачки рабочего агента до обработки, снижают давление закачки до давления на 10-20% выше давления закачки рабочего агента до обработки и возобновляют разработку залежи. Раствор хлористого алюминия готовят из расчета 20-40 г хлористого алюминия на 100 г воды, а раствор тринатрийфосфата готовят из расчета 50-100 г тринатрийфосфата на 100 г воды. Соотношение объемов закачки раствора хлористого алюминия и тринатрийфосфата составляет (5-7):1 соответственно.

Существенными признаками изобретения является:

1. Отбор нефти через добывающие скважины.

2. Закачка рабочего агента через нагнетательные скважины.

3. Закачка осадкообразующего материала через нагнетательные скважины.

4. Закачка раствора поверхностно-активного вещества через нагнетательные скважины.

5. Закачка в качестве осадкообразующего материала раствора хлористого алюминия и тринатрийфосфата.

6. Закачка раствора хлористого алюминия и тринатрийфосфата под давлением закачки рабочего агента.

7. Смешение раствора хлористого алюминия и тринатрийфосфата в скважине.

8. Продавливание в пласт под давлением а на 30-40% выше давления закачки рабочего агента.

9. Проведение технологической выдержки в течение 1-10 сут.

10. Закачка рабочего агента под давлением на 50-60% выше давления закачки рабочего агента до закачки осадкообразующего материала.

11. Снижение давления закачки рабочего агента до давления на 10-20% выше давления закачки рабочего агента до закачки осадкообразующего материала.

12. Использование раствора хлористого алюминия из расчета 20-40 г на 100 г воды.

13. Использование раствора тринатрийфосфата из расчета 50-100 г на 100 г воды.

14. Соотношение объемов закачки раствора хлористого алюминия и тринатрийфосфата (5-7):1 соответственно.

Признаки 1-4 являются общими с прототипом, признаки 5-11 являются существенными отличительными признаками изобретения, признаками 12-14 являются частными отличительными признаками изобретения.

Извлечение нефти из неоднородных по проницаемости пластов сопряжено со значительными потерями нефти в пласте. Рабочий агент в основном вытесняет нефть из высокопроницаемых зон, обходя низкопроницаемые. В изобретении решается задача увеличения нефтеотдачи залежи за счет извлечения нефти из низкопроницаемых зон. Для этого после промывки высокопроницаемых зон рабочим агентом туда закачивают осадкообразующий материал, способный при температуре пласта создавать нерастворимые соединения, закупоривающие или снижающие проницаемость высокопроницаемой зоны. При последующем движении по пласту рабочий агент обходит закупоренную высокопроницаемую зону, и поступает в низкопроницаемую зону, вытесняя из нее нефть к добывающим скважинам.

В качестве осадкообразующего материала используют хлористый алюминий, в основном, в виде водного раствора 20-40 г/100 г воды и тринатрийфосфата, в основном, в виде водного раствора 50-100 г/100 г воды. Соотношение объемов закачки раствора хлористого алюминия и тринатрийфосфата, в основном, составляет (5-7):1 соответственно. Выход за указанные пределы возможен, однако при этом эффективность применения компонентов снижается.

Растворы закачивают двумя насосами в колонну насосно-компрессорных труб, где происходит их перемешивание. Далее растворы продавливают в пласт, где при повышенной пластовой температуре порядка 80^oC и выше происходит химическая реакция с образованием нерастворимого осадка, кольматирующего поры высокопроницаемой зоны пласта.

Принятые режимы закачки, продавливания, технологической выдержки и закачки рабочего агента существенны для достижения максимальной возможной нефтеотдачи залежи. Несоблюдение режимов приводит к снижению эффективности способа.

Пример 1. Разрабатывают нефтяную залеж Суторминского месторождения со следующими характеристиками: площадь нефтеностности 491241 га, нефтенасыщенная мощность 2,4 м³, нефтенасыщенность 0,54, пористость 0,18, проницаемость от 10 до 120 мД, вязкость нефти в пластовых условиях 1,23 сПз, плотность нефти в пластовых условиях 0,781 г/см³, газовый фактор 57 м³/т, давление насыщения 10,3 МПа, объемный коэффициент нефти 1,17, средняя глубина залегания 2628 м, начальное пластовое давление 25,9 МПа, коэффициент расчлененности 1,657, коэффициент продуктивности 0,3, пластовая температура 81^oC. Нефтяную залеж разрабатывают, закачивая рабочий агент подтоварную пластовую воду, через 100 нагнетательных скважин и отбирая нефть через 400 добывающих скважин.

Останавливают нагнетательную скважину и закачивают 60 м³ водного раствора хлористого алюминия (30 г/100 г воды) и 100 м³ водного раствора тринатрийфосфата (75 г/100 г воды). Прокачивают оба раствора по колонне насосно-компрессорных труб при закрытой затрубной задвижке под давлением на устье 9 МПа, т.е. при давлении закачки рабочего агента в данную скважину. Продавливают в пласт растворы хлористого алюминия и тринатрийфосфата 100 м³ 0,5%-ного водного раствора неионогенного поверхностно-активного вещества, оксиэтилированный изононилфенол (АФ₁₂) под давлением на 12 МПа на устье, т.е. выше давления закачки рабочего агента. Закачивают рабочий агент подтоварную пластовую воду при давлении на устье 14 МПа, затем снижают давление на устье до 12 МПа и проводят дальнейшую разработку.

Пример 2. Выполняют как пример 1.

Останавливают нагнетательную скважину и закачивают 50 м³ водного раствора хлористого алюминия (40 г/100 г воды) и 100 м³ водного раствора тринатрийфосфата (50 г/100 г воды). Прокачивают оба раствора по колонне насосно-компрессорных труб при закрытой затрубной задвижке под давлением МПа, т.е. при давлении закачки рабочего агента в данную скважину. Продавливают в пласт растворы хлористого алюминия и тринатрийфосфата 50 м³ 1%-ного водного раствора смеси 1:1 неионогенного поверхностно-активного вещества АФ₁₂ и анионоактивного поверхностно-активного вещества сульфонол под давлением на устье 11,2 МПа. Проводят технологическую выдержку в течение 1 сут. Закачивают рабочий агент подтоварную пластовую воду при давлении на устье 12,8 МПа, затем снижают давление закачки до давления на устье 9,6 МПа и проводят дальнейшую разработку залежи.

Пример 3. Выполняют как пример 1. Останавливают нагнетательную скважину и закачивают 70 м³ водного раствора (20 г/100 г воды) хлористого алюминия и 100 м³ водного раствора тринатрийфосфата (100 г/100 г воды). Прокачивают оба раствора по колонне насосно-компрессорных труб при закрытой затрубной задвижке под давлением 9 МПа, т.е. при давлении закачки рабочего давления в данную скважину. Продавливают в пласт растворы хлористого алюминия и тринатрийфосфата 80 м³ 1%-ного водного раствора неионогенного поверхностно-активного вещества АФ₁₂ под давлением на устье 11,7 МПа. Проводят технологическую выдержку в течение 10 сут. Закачивают рабочий агент - подтоварную пластовую воду при давлении на устье 13,5 МПа, затем снижают давление закачки до давления 9,9 МПа и проводят дальнейшую разработку залежи. Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи на 2-3%