способ разработки нефтяной залежи

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтяной залежи, заключающийся в проталкивании водой создаваемой в пласте газожидкостной оторочки, за счет использования газовыделяющего агента, инициатора процесса газовыделения, поверхностно-активного вещества и воды, отличающийся тем, что газовыделяющий агент, инициатор процесса газовыделения, поверхностно-активное вещество и воду закачивают в пласт в виде самовспенивающегося раствора, в который дополнительно вводят регулятор рН, замедляющий реакцию газовыделения.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что концентрацию газовыделяющего агента и инициатора процесса газовыделения выбирают из стехиометрических соотношений.

3. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что в качестве инициатора процесса газовыделения в самовспенивающийся раствор вводят аммонийные соли неорганических кислот.

4. Способ по 3, отличающийся тем, что в качестве газовыделяющего агента в самовспенивающийся раствор вводят соли щелочных металлов азотной кислоты.

5. Способ по п. 3, отличающийся тем, что в качестве газовыделяющего агента в самовспенивающийся раствор вводят водорастворимые средние соли угольной кислоты.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для разработки нефтяного пласта заводнением.

Известен способ разработки нефтяной залежи, заключающийся в вытеснении нефти газожидкостной оторочкой карбонизированной воды, проталкиваемой по пласту водой [1] . Недостатком способа является то, что фронт концентрации СO₂ в воде значительно отстает от фронта вытеснения, что снижает охват залежи вытеснением и нефтеотдачу. Кроме того, реализация способа требует больших капитальных вложений, связанных с доставкой на месторождение больших объемов углекислого газа.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ разработки нефтяной залежи, заключающийся в проталкивании водой, создаваемой в пласте газожидкостной оторочки за счет использования газовыделяющего агента, инициатора процесса газовыделения, поверхностно-активного вещества (ПАВ) и воды в пласт через нагнетательные скважины [2] . Недостатком способа является то, что ввиду мгновенной реакции соляной кислоты (инициатора процесса газовыделения) и карбоната натрия образование оторочки происходит вблизи линии нагнетания, что снижает эффективность способа. Кроме того, недостатком способа является также то, что использование в способе соляной кислоты приводит к коррозии внутрискважинного оборудования.

Таким образом, известный способ имеет низкую эффективность, связанную с низким охватом залежи вытеснением и коррозией нефтепромыслового оборудования.

Целью изобретения является повышение нефтеотдачи за счет увеличения охвата залежи заводнением и снижение коррозии нефтепромыслового оборудования.

Цель достигается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, заключающимся в проталкивании водой создаваемой в пласте газожидкосной оторочки, последнюю создают путем закачки в пласт самовспенивающегося водного раствора, содержащего газовыделяющий агент, инициатор процесса газовыделения, регулятор Рh и ПАВ. Кроме того, концентрацию газовыделяющего агента и инициатора процесса газовыделения выбирают из стехиометрических соотношений. В качестве инициатора процесса газовыделения в самовспенивающийся раствор вводят аммонийные соли неорганических кислот, а в качестве газовыделяющего агента в самовспенивающийся раствор вводят соли щелочных металлов азотной кислоты или водорастворимые средние соли угольной кислоты.

Таким образом, использование в предлагаемом способе самовспенивающегося водного раствора позволяет получить устойчивую пену на заданном расстоянии от линии нагнетания. При этом газ образуется в результате реакции газовыделяющего агента и инициатора процесса газовыделения, поверхностно-активное вещество обеспечивает связывание образовавшихся пузырьков газа и образование пены, а регулятор Рh обеспечивает замедление реакции газовыделения на заданное время. Образованная указанным способом газожидкостная оторочка в дальнейшем продвигается по пласту водой. Оторочка в виде устойчивой пены обладает вязкоупругими свойствами и при продвижении по пласту способствует увеличению нефтеодачи за счет увеличения охвата залежи заводнением. Исключение использования кислотного раствора в качестве инициатора процесса газовыделения способствует резкому снижению коррозии внутрискважинного оборудования.

В качестве инициатора процесса газовыделения в способе могут быть использованы аммонийные соли неорганических кислот, например: хлорид, нитрат, нитрит или фторид аммония.

В качестве газовыделяющего агента для получения азота могут быть использованы соли щелочных металлов азотной кислоты, в частности нитриты кальция, натрия; для получения диоксида углерода - водорастворимые средние соли угольной кислоты, например карбонат натрия.

В качестве регулятора Рh для случая с образованием азота могут быть использованы, например, соли щелочных металлов угольной, плавиковой, уксусной кислот. Для случая с образованием диоксида углерода могут быть использованы, например, соли щелочных металлов плавиковой или уксусной кислот, гидроксиды щелочных металлов.

В качестве ПАВ могут быть использованы пенообразующие ионогенные или неионогенные ПАВ, в частности сульфанол, ОП, полиакриламид (ПАА) и др. , а также их смеси. В процессе реализации способа газом, образующим пену, может быть либо азот, либо углекислый газ. Соответствующие химические реакции могут быть следующие:

с выделением углекислого газа

2NН₄Сl+Nа₂СО₃= СO₂+Н₂O+2NаСl+2NН₃

с выделением азота

NH₄CI+NaNO₂= N₂+2H₂O+NaCI

Как видно из приведенных реакций, их побочные продукты хорошо растворяются в воде.

Способ проверен в лабораторных условиях. В первой серии экспериментов определяли время формирования пены из самовспенивающего раствора. Результаты приведены в таблице 1 /с азотом /и в таблице 2 /с углекислым газом/ Как видно из таблиц, время образования пены может изменяться в широких пределах.

Во второй серии экспериментов определяли коэффициент вытеснения по способу и прототипу. Опыты проводились на модели двухслойного пласта с проницаемостью слоев 0.5 и 2 мкм². Пористая среда состояла из кварцевого песка (90%) и монтмориллонитовой глины (10%), моделью нефти служило трансформаторное масло. Вытеснение нефти осуществлялось при перепаде давления 0,1 МПа, при объеме создаваемой газожидкостной оторочки 0,1 объема пор модели пласта. После обвязки экспериментальной установки, насыщения ее моделью нефти на вход модели в первом случае /пена на основе азота/ закачивали водный раствор, содержащий (мас. %): хлорид аммония (инициатор процесса газовыделения) -10, нитрит натрия (газовыделяющий агент) - 10 и гидрокарбонат натрия (регулятор Рh) - 1, полиакриламид (пенообразующий ПАВ) - 0,1. Во втором случае /пена на основе углекислого газа/ в модель закачивали водный раствор, содержащий /мас. %/ хлорид аммония - 10, карбонат натрия - 10, ацетат натрия - 1, полиакриламид - 0,1. Затем в модель, в обоих случаях непрерывно закачивалась вода. Эффективность прототипа и предлагаемого способа определялась по кривым зависимости коэффициента вытеснения от относительного порового объема прокачки вытесняющего агента, приведенного к пластовому давлению. Полученные результаты показаны в таблице 3, из которой видно, что применение предлагаемого способа позволяет существенно увеличить коэффициент нефтеотдачи по сравнению с прототипом.

Для реализации способа в промысловых условиях используют действующие на залежи системы заводнения (водоводы, насосы и т. д. ). Рабочие растворы готовят непосредственно перед закачкой смешением компонентов. Необходимые концентрации и объемы определяют исходя из необходимого объема оторочки, величины пластового давления и температуры, а также из необходимости получения устойчивой пены на заданном расстоянии от линии нагнетания.

Предлагаемое изобретение существенно отличается от существующих высоким охватом залежи заводнением. Эффект достигается за счет увеличения нефтеотдачи.

Источники информации

Сургучев М. Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М. : Недра, 1985, c. 194-195.

2. Патент РФ 2142557, кл. Е 21 B 43/20,1999.