способ разработки нефтяной залежи

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий поочередную закачку в пласт воды и кислоты, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности воздействия на пласт и увеличения конечного нефтеизвлечения, в пласт закачивают кислоту с загустителем, в качестве которого используют торф или уголь с концентрацией загустителя 0,001 10 мас.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что дополнительно закачивают окислитель или газ.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что дополнительно закачивают воду, загущенную торфом.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в кислоту с загустителем дополнительно вводят спирт или неионогенные ПАВ.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что после закачки кислоты с загустителем закачивают водный раствор неионогенных поверхностно-активных веществ или зеленое масло.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки нефтяных залежей.

Известен способ разработки нефтяной залежи, предусматривающий отбор нефти добывающими скважинами и закачку в нагнетательные скважины воды [1] Недостатком способа является его низкая эффективность.

Наиболее близким техническим решением, взятым за прототип, является способ разработки нефтяной залежи, предусматривающий закачку в пласт воды и кислоты [2]

Этот способ предусматривает отбор нефти добывающими скважинами и закачку в нагнетательные скважины воды, а также оторочек кислоты. Недостатком способа является низкая эффективность в гранулярных коллекторах, особенно при повышении обводненности скважин и в неоднородных коллекторах.

Цель изобретения повышение эффективности воздействия на пласт и увеличение конечного нефтеизвлечения из нефтяной залежи.

Поставленная цель достигается тем, что в известном способе, включающем поочередную закачку в пласт воды и кислоты, в пласт закачивают кислоту с загустителем, в качестве которого используют торф или уголь, с концентрацией загустителя от 0,001 до 10 мас.

С целью повышения эффективности процесса рекомендуется дополнительно заканчивать оторочки окислителя или газа.

В качестве угля используют измельченный древесный или каменный уголь.

Для повышения эффективности способа при высокой степени неоднородности пластов рекомендуется дополнительно закачивать оторочки воды, загущенной торфом.

С целью снижения коррозионной активности кислоты в оторочку кислоты с загустителем рекомендуется дополнительно вводить спирт или неочищенные поверхностно-активные вещества.

Для удаления асфальто-смолистых и парафинистых отложений рекомендуется после закачки кислоты с загустителем закачивать водный раствор неионогенных поверхностно-активных веществ или зеленое масло.

В случае применения неразмолотого или крупного помола торфа либо угля рекомендуется до закачки в пласт приготовленную смесь отфильтровывать.

В качестве кислоты рекомендуется использовать соляную, серную, плавиковую, глинокислоту или их смесь.

Предложенный способ осуществляется следующим образом.

Залежь разбуривается добывающими и нагнетательными скважинами. После разбуривания на залежи осуществляют заводнение пласта с периодической закачкой в пласт оторочек кислоты. Перед закачкой кислоты в нее добавляют загуститель, в качестве которого используют торф или уголь. Количество, объем закачиваемых оторочек кислоты с загустителем, их концентрация зависят от свойств пластовой нефти и нефтенасыщенной породы, а именно проницаемости, неоднородности, литологического состава и другого и определяется при проведении технологических и технико-экономических расчетов.

Загущенная кислота может готовиться следующим образом.

В бункер цементированного агрегата ЦА-320 записывают определенное в соответствии с технологией количество муки, приготовленной из торфа или угля, и заливают кислоту, после чего осуществляют циркуляцию компонентов для перемешивания. В дальнейшем закачку кислоты с загустителем осуществляют одновременно с помощью агрегата ЦА-320 и кислотовоза или второго агрегата ЦА-320, при этом соотношение подачи кислоты кислотовозом и загущенной кислоты агрегатом определяют в соответствии с необходимой концентрацией загустителя в кислоте. В случае применения дополнительной закачки оторочек окислителя или газа рекомендуется закачивать их после оторочек кислоты и дополнительной закачки воды для промывки скважинного оборудования. В случае использования неразмолотого торфа или угля крупные непрореагировавшие частицы рекомендуется отфильтровывать фильтром, установленным на приеме насоса или на выходе из агрегата.

Пример 1. Для месторождения, пласт ю₁ (вязкость пластовой нефти 0,7 мПа с, плотность 820 кГ/м³, проницаемость 0,05 мкм², нефтенасыщенность 65% пластовая температура 90^oC) рекомендуется следующий вариант. На залежи осуществляют заводнение пласта с периодической закачкой в пласт через нагнетательные скважины концентрированной соляной кислоты, загущенной торфом (0,5%) в количестве 15-70 м³ на 1 м нефтенасыщенной мощности.

Пример 2. Для месторождения (вязкость пластовой нефти 0,41 мПас, плотность 691 кГн/м³, соотношение проницаемостей между рядом залегающими пластамами составляет около 100) рекомендуется следующий вариант. Первоначально в нагнетательные скважины заканчивают оторочку воды, затем переходят на закачку чередующихся оторочек воды, концентрированной соляной кислоты, загущенной торфом (2,5%) в количестве 20-50 м³ на 1 м нефтенасыщенной мощности, воды, загущенной торфом (1%) в количестве 10-70 м³ на 1 м нефтененасыщенной мощности, и углеводородного газа в количестве до 0,1 объема пор участка В дальнейшем осуществляют заводнение.

Пример 3. Для месторождения, пласт БС₈ (вязкость пластовой нефти 2,4 мПа с, плотность 800 кГ/м³, проницаемость 0,24 мкм²) рекомендуется следующий вариант. На залежи осуществляют заводнение пласта с периодической закачкой в пласт концентрированной серной кислоты, загущенной угольной мукой (1%), в количестве 10-80 м³ на 1 м нефтененасыщенной мощности. После закачки в пласт оторочки кислоты с загустителем дополнительно закачивают оторочку зеленого масла в количестве 2-7 м³ на 1 м нефтененасыщенной мощности.

Пример 4. Для месторождения, пласт А_7-8 (вязкость пластовой нефти 10 мПас, плотность 849 кГ/м³, пластовая температура 56^oC, проницаемость 0,054 мкм², начальная нефтененасыщенность 57%) рекомендуется следующий вариант. Первоначально заканчивают оторочку воды в количестве около 0,1 объема пор участка. В дальнейшем переходят на закачку чередующих оторочек воды и воздуха с водовоздушным отношением 0,01. После закачки каждой восьмой оторочки воздуха заканчивают оторочку концентрированной соляной кислоты с загустителем, в качестве которого используют торф (0,5%), содержащий 1% бутилового спирта, в количестве 5-40 м³ на 1 м нефтенасыщенной мощности пласта. Процесс ведется до закачки воздуха в количестве около 28% от объема пор участка. В дальнейшем осуществляют заводнение.

Пример 5. Для месторождения, пласт БВ₈ (вязкость пластовой нефти 1,1 мПас, проницаемость 0,136 мкм², пористость 22% пластовая температура 75^oC) рекомендуется следующий вариант. На залежи осуществляют заводнение пласта с периодической закачкой в пласт концентрированной соляной кислоты с загустителем, в качестве которого используют торф (0,5%), и содержащей 2% АФ_9-12, в количестве 10-50 м³ на 1 м нефтененасыщенной мощности. После оторочки кислоты с загустителем закачивают оторочку водного раствора АФ_9-12 5% концентрации в количестве 5-20 м³ на 1 м нефтененасыщенной мощности.

Для сравнения данного способа с известными способами (заводнение с оторочкой кислоты, влажное внутрипластовое горение с загущенной торфом водой, водогазовое воздействие) проведена серия экспериментов.

Для сравнения данного способа с заводнением с оторочкой кислоты эксперименты проводили на модели пласта применительно к условиях месторождения. Проницаемость модели пласта составляла 0,23 мкм², пористость 22% Опыты проводили при температуре 75^oC. Вязкость нефти при этой температуре составляла 1,1 мПас. Для соблюдения подобия темп подачи воды и кислоты поддерживался таким, чтобы скорость фильтрации не превышала 5 см/ч.

В опытах по заводнению с оторочкой кислоты первоначально заканчивали оторочку воды в количестве 0,5 объема пор, затем оторочку концентрированной кислоты (для соляной кислоты 24%-ной концентрации в количестве 0,5 объема пор, для серной кислоты 94%-ной концентрации 0,15 порового объема модели) и в дальнейшем через модель профильтровывали еще три поровых объема воды.

Опыты по заводнению с закачкой оторочки кислоты с загустителем, в качестве которого используют торф или уголь, проводили аналогично. При этом кислота с загустителем готовилась следующим образом. За сутки до проведения опытов в кислоту добавляли высушенный и размолотый торф или уголь. При закачке в модель кислота с загустителем непрерывно перемешивались.

В опытах N 6-8 в оторочки кислоты с загустителем дополнительно вводили бутиловый спирт или АФ_9-12.

Результаты экспериментов приведены в табл.1.

Для сравнения данного способа со способом, предусматривающим влажное внутрипластовое горение (ВВГ) с закачкой загущенной торфом воды, были проведены лабораторные эксперименты применительно к условиям месторождения, пласт БС₁₀ (вязкость пластовой нефти 1,7 мПас, плотность 782 кГ/м³, пластовая температура 82^oC). В качестве модели пласта использовался цилиндрический кернодержатель диаметром 0,046 м и длиной 0,40 м. Опыты проводили при давлении 21,0 МПа.

При проведении опыта по ВВГ с закачкой загущенной торфом воды первоначально при пластовой температуре и повышая температуру в модели пласта до 280^oC, через модель осуществляли фильтрация воды в количестве двух пороговых объемов. Затем переходили на закачку чередующихся оторочек воздуха и загущенной торфом (1,5% ) воды. Объем оторочки загущенной воды составлял 0,15, объем оторочки воздуха 0,075 порового объема модели. Суммарный объем загущенной торфом воды составил 1,05 порового объема модели. В дальнейшем осуществляли закачку чередующихся оторочек воды и воздуха.

При проведении опыта по ВВГ с закачкой загущенной торфом воды и кислоты с загустителем, в качестве которого используют торф, в отличие от предудыщего в процессе закачки чередующихся оторочек воздуха и загущенной воды вместо двух оторочек воздуха закачивали две оторочки концентрированной серной кислоты с загустителем, в качестве которого использовали торф (1,5%), по 0,01 порового объема модели каждая (третья и шестая оторочки). Результаты экспериментов приведены в табл. 2.

Для сравнения данного способа с известным способом, водогазовым воздействием, были проведены опыты на модели пласта применительно к условиям месторождения. Проницаемость моделей пласта составляла от 0,26 до 0,28 мкм², пористость 24% Опыты проводили при давлении 7,0 МПа и температуре 70^oC. Вязкость нефти при этом составляла 1,2 мПас.

В опыте по водогазовому воздействию через модель было прокачано четыре пороговых объема воды и двадцать оторочек газа с суммарным объемом, равным 0,4 порового объема.

В опыте по закачке воды, газа и кислоты с загустителем через модель первоначально фильтровали оторочку воды объемом 0,5 порового объема, затем 21 чередующуюся оторочку воды, концентрированной соляной кислоты, загущенной торфом (1,5%), и углеводородного газа в соответствии 6:1:6 в условиях опыта. В дальнейшем через модель профильтровывали еще 2,5 поровых объема воды. При этом через модель всего прокачивали 3,4 порового объема воды, 0,4 порового объема газа и 0,06 порового объема кислоты с загустителем.

Основные результаты экспериментов приведены в табл.3.

Из данных, приведенных в табл. 1-3, видно, что при применении предлагаемого способа разработки увеличивается коэффициент вытеснения по сравнению с известными способами.

Лабораторные исследования также показали, что в результате добавки к кислоте загустителя, в качестве которого используют торф или уголь, значительно снижается коррозионная активность кислот. Так, добавка к 50%-ному раствору серной кислоты 1,0% торфа при температуре 20^oC снижает скорость растворения стали в 2,6 раза, при 60^oC в 2,2 раза; добавка к 12% раствору соляной кислоты 0,5% торфа при температуре 20^oC снижает скорость растворения стали в 3,1 раза, при 60^oC в 2,7 раза; добавка к 12% раствору соляной кислоты 1,0% угля (размолотого) при температуре 20^oC снижает скорость растворения стали в 2,3 раза, при температуре 60^oC в 2,0 раза. Это снижение коррозионной активности кислоты по отношению к нефтепромысловому оборудованию позволяет увеличить количество закачиваемой за одну скважинооперацию кислоты с загустителем, что значительно снижает трудозатратами.

Как показали проведенные исследования, при применении данного способа по сравнению с известным проявляются новые свойства. Это связано с тем, что в пласт закачивают дополнительно более вязкий вытесняющий агент, способствуя увеличению охвата воздействием и степени вытеснения нефти. В результате адсорбции на породе и кальматации загустителя, а также реакции кислоты с загустителем и породой происходит перераспределение кислоты по пропласткам с меньшей проницаемостью. Кроме того, продукты реакции кислоты с загустителем, в качестве которого используют торф или уголь, как показывают лабораторные эксперименты, являются эффективным вытесняющим агентом, а также способствуют образованию стойких водонефтяных эмульсий и пенных систем. Это связано с тем, что в процессе реакции кислоты с загустителями предложенного типа образуется широкий спектр поверхностно-активных веществ, что и определяет повышение эффективности действия предложенной технологии. В результате взаимодействия кислоты с породой образуется углекислый газ, который совместно с продуктами реакции кислоты и загустителя повышает доотмыв нефти. Образующиеся при реакции кислоты с породой соли и тонкодисперсный материал входят в состав водонефтяных эмульсий, повышая их вязкость и стойкость, тем самым способствуя выравниванию фронтов и повышению степени вытеснения.

Использование данного способа разработки по сравнению с известным, предусматривающим поочередную закачку в пласт воды и кислоты, способствует увеличению охвата воздействием, выравниванию фронтов вытеснения и повышению степени вытеснения, в результате приводя к повышению эффективности воздействия на пласт и увеличению конечного нефтеизвлечения из нефтяной залежи.