способ разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов внутрипластовым горением

Формула изобретения

Способ разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов внутрипластовым горением, включающий закачку химического реагента, отличающийся тем, что при приближении фронта горения в добывающие скважины периодически закачивают раствор каустической соды, или раствор кальцинированной соды, или раствор силиката натрия, или смесь этих растворов с концентрацией щелочных реагентов 0,1 - 15% с последующей продавкой раствора или смеси растворов пресной водой в объеме не менее 30 м³.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки месторождений высоковязких нефтей (ВВН) и природных битумов (ПБ) внутрипластовым горением (ВГ) с применением химических реагентов.

Известен способ разработки нефтяной залежи с применением ВГ, в котором в пласт до инициирования горения через нагнетательную скважину закачивают водный раствор, содержащий 25-26% карбоната калия [1]. Известен также способ разработки нефтяной залежи с применением ВГ, в котором в пласт до инициирования горения через нагнетательную скважину закачивают водный раствор, содержащий 29-30% углекислого аммония (пат. 2088755 РФ. Способ разработки нефтяной залежи с применением внутрипластового горения. МПК 6 E 21 B 43/243, 1997 г.).

Недостатки данных способов заключаются в том, что площадь, например, семиточечного элемента, разрабатываемого методом ВГ, с расстоянием между скважинами 100 м составляет 26000 м², а поэтому в нагнетательную скважину требуется по известным способам закачивать очень большие объемы (более 1000 м³) высококонцентрированных (25-30%) химических реагентов. Но даже закачка таких больших объемов высококонцентрированных реагентов часто не дает положительных результатов, так как часть щелочных реагентов взаимодействует с кислыми компонентами минералов и тяжелых углеводородов. Для технологии ВГ характерно также явление прорыва газов горения, которые далее поступают в добывающие скважины и вызывают коррозию коммуникаций. При прорыве газов горения остаются большие зоны непрореагировавших щелочных реагентов, которые в известных способах теряются безвозмездно.

Техническим результатом изобретения являются снижение коррозионной активности, температуры, обводненности добываемой продукции, стойкости эмульсиообразования добываемой продукции.

Необходимый технический результат достигается тем, что при разработке месторождений высоковязких нефтей и природных битумов, включающей закачку химического реагента, согласно изобретению, при приближении фронта горения в добывающие скважины периодически закачивают раствор каустической соды, или раствор кальцинированной соды, или раствор силиката натрия, или смесь этих растворов с концентрацией щелочных реагентов 0,1-15% и последующей продавкой раствора или смеси растворов пресной водой в объеме не менее 30 м³ .

Способ был осуществлен на Мордово-Кармальском месторождении ПБ в скважинах 282, 168, 304, 433. Способ основан на периодическом проведении порционной закачки оторочки водного раствора-нейтрализатора в призабойную зону скважины и последующей продавки его в пласт пресной водой в объеме не менее 30 м³ для оттеснения продуктов реакции в глубину разрабатываемого пласта.

Периодичность обработок призабойных зон битумных скважин определяют временем снижения дебита ПБ, показателем pH попутно добываемой воды до практически начальных значений. Продолжительность эффекта от обработки зависит от ряда природных, техногенных факторов и оценивается опытным путем для конкретных условий скважины.

Способ является комплексным, т.к. он совмещает технологические процессы и обеспечивает интенсификацию процесса добычи ВВН и ПБ, снижение обводненности добываемой продукции, обеспечивает активную нейтрализацию агрессивных кислых соединений и, как следствие, снижение коррозионных свойств добываемой продукции. В скважинах, к которым приближается фронт горения и в зоне которых, как следствие, отмечаются высокие пластовые температуры, водные растворы-нейтрализаторы с щелочной средой также эффективно используют для снижения пластовых температур в призабойной зоне с целью предохранения цементного камня и обсадной колонны и возможности дальнейшей эксплуатации скважины, не дожидаясь снижения пластовой температуры после прохождения фронта горения.

Механизм действия растворов щелочных реагентов при закачке в призабойную зону скважины основан на их способности реагировать с пластовыми флюидами и минералами, в результате чего происходит изменение поверхностных характеристик системы: природный битум-жидкая фаза-порода, а следовательно, и условий вытеснения ПБ. Высокие пластовые температуры способствуют усилению этих факторов. Использование водных растворов силиката натрия рекомендуется в скважинах с обводненностью продукции более 80%. По каждой конкретной скважине производится выбор концентрации рабочих растворов и их объемов. Определение концентрации рабочего раствора, обеспечивающего процесс внутрипластовой нейтрализации и обработки призабойной зоны, проводят на основании химического анализа пластовых вод. Пределы концентрации щелочных реагентов 0,1-15,0% установлены экспериментально в лабораторных условиях. В таблице приведены результаты анализов значений водородного показателя до и после обработки скважин по предлагаемому способу в промысловых условиях.

Как видно из таблицы, промысловые результаты обработки призабойной зоны битумных скважин обеспечивают эффективную их работу в течение 9-10 месяцев.

Применение предлагаемого способа не требует специального оборудования и без больших затрат осуществляется в промысловых условиях. Экономическая эффективность складывается за счет увеличения дебита скважин, снижения обводненности продукции и коррозии оборудования в системе сбора, транспорта и подготовки продукции.

Использованная литература

1. RU 2083811 C1, 10.07.1997.

2. RU 2088755 C1, 27.08.1997.