способ разработки нефтяных месторождений

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтяных месторождений, включающий бурение скважин в продуктивный пласт, закачку воды по нагнетательным скважинам и добычу нефти через добывающие скважины, закачку на поздней стадии разработки месторождения водных растворов силиката натрия и хлористого кальция, отличающийся тем, что закачивают 9%-ный водный раствор хлористого кальция в объеме 10% от порового объема, затем закачивают разделитель в объеме, равном объему насосно-компрессорных труб, затем закачивают 40-50%-ный водный раствор силиката натрия в объеме 20% от порового объема, затем снова закачивают разделитель в объеме, равном объему насосно-компрессорных труб, а затем закачивают 10%-ный раствор двуокиси углерода в объеме 10% от объема указанного раствора силиката натрия, в качестве разделителя используют 10%-ный раствор эфира этиленгликоля или 5%-ный раствор алюмината натрия

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в указанный раствор силиката натрия вводят 0,25 об.% уксусной кислоты.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторождений, и может быть использовано для ограничения водопритоков в добывающих скважинах.

Известен способ изоляции притока пластовых вод (патент РФ № 2114991, Е21В 43/32, 1999.07.27). Способ предусматривает первоначальную закачку 3-20%-ного раствора соли серной кислоты, в который предварительно вводят 20-60% хлористого кальция от эквивалентного количества и равный по отношению к раствору соли серной кислоты объем раствора силиката натрия 5-40%-ной концентрации, далее закачивают раствор, содержащий оставшееся количество хлористого кальция. Недостатком данного способа является низкий допустимый градиент давления, полученной в продуктивном пласте гелеобразной массы и невозможность управления ее свойствами по мере заводнения для более эффективного проникновения в пласт.

Известен способ разработки нефтяных месторождений, принятый за прототип (патент РФ № 2127802, Е21В 43/22, 1999.03.20). Способ включает заводнение, закачку водного раствора полиакриламида со щелочной добавкой и солевого раствора через нагнетательную скважину и добычу нефти через добывающую скважину, при этом в качестве щелочной добавки берут водный раствор силиката натрия, а солевой раствор содержит водный раствор смеси хлористого кальция и технического лигносульфата. Недостатками данного способа являются низкий допустимый градиент давления полученной в продуктивном пласте гелеобразной массы и невозможность управления ее свойствами по мере заводнения для более эффективного проникновения в пласт.

Техническим результатом изобретения является повышение допустимого градиента давления полученной в продуктивном пласте гелеобразной массы и возможность управления ее свойствами.

В способе разработки нефтяных месторождений, включающем бурение скважин в продуктивный пласт, закачку воды по нагнетательным скважинам и добычу нефти через добывающие скважины, закачку на поздней стадии разработки месторождения водных растворов силиката натрия и хлористого кальция, закачивают 9%-ный водный раствор хлористого кальция в объеме 10% от перового объема, затем закачивают разделитель в объеме, равном объему насосно-компрессорных труб, затем закачивают 40-50%-ный водный раствор силиката натрия в объеме 20% от перового объема, затем снова закачивают разделитель в объеме, равном объему насосно-компрессорных труб, а затем закачивают 10%-ный раствор двуокиси углерода в объеме 10% от объема указанного раствора силиката натрия, в качестве разделителя используют 10%-ный раствор эфира этиленгликоля или 5%-ный раствор алюмината натрия.

В указанный раствор силиката натрия могут вводить 0,25 об.% уксусной кислоты.

Применение предлагаемого способа по сравнению с прототипом повышает допустимый градиент давления полученной в продуктивном пласте гелеобразной массы и дает возможность управлять ее свойствами вплоть до разрушения и удаления.

Способ разработки нефтяных месторождений осуществляют следующим образом. Бурят по заданной схеме нагнетательные и добывающие скважины в продуктивный пласт. По нагнетательным скважинам подают воду, близкую по химическому составу к пластовой, для поддержания пластового давления и вытеснения нефти в добывающие скважины. На поздней стадии разработки месторождения при высокой обводненности продукции для изоляции промытых высокопроницаемых зон закачивают водные растворы реагентов. Для этого осуществляют предоторочку раствором хлористого кальция. В качестве предоторочки используют раствор 9%-ного хлористого кальция в объеме 10% от перового объема. Использование хлористого кальция другой концентрации не приводит к желаемому эффекту, так как предоторочка с 9%-ной концентрацией хлористого кальция вытесняет пластовую воду, содержащую различные ионы, отрицательно влияющие на качество образования геля и гелеобразной массы, что приводит при ее загустевании к более низкому допустимому градиенту давления, способному ее вытеснить из высокопроницаемых зон продуктивного пласта. Объем предоторочки в размере 10% от порового объема позволяет вовлечь в разработку наиболее высокопроницаемые зоны, так как предоторочка в первую очередь проникает в них из-за их низкого сопротивления. После подачи раствора 9%-ного хлористого кальция в объеме 10% от порового объема в скважину подают разделитель - 10%-ный водный раствор эфира этиленгликоля в объеме, равном объему насосно-компрессорных труб для исключения взаимодействия непосредственно в насосно-компрессорных трубах хлористого кальция и подаваемого за ним 40-50%-ного силиката натрия. После подачи в продуктивный пласт 10%-ный раствор эфира этиленгликоля способствует гелеобразованию в нем. Концентрация эфира этиленгликоля в размере 10% для обеспечения необходимого равновесного состояния раствора при движении (продавливании) по насосно-компрессорным трубам в продуктивный пласт. В качестве разделителя также можно использовать 5%-ный водный раствор алюмината натрия. Алюминат натрия помимо разделения хлористого кальция и силиката натрия при закачке в пласт реагирует и образует свободный газ, способствующий повышению эффективности вытеснения нефти. После подачи разделителя закачивают 40-50%-ный раствор силиката натрия в объеме 20% от порового объема. Закачка силиката натрия в объеме 20% от порового позволяет осуществить наиболее эффективное взаимодействие его с заданным объемом отвердителя (двуокиси углерода, способствующей повышению допустимого градиента давления полученной в продуктивном пласте гелеобразной массы). Для повышения силикатного модуля силиката натрия и компенсации его снижения при подаче реагентов из-за взаимодействия их остатков по насосно-компрессорным трубам возможна добавка в раствор силиката натрия при подаче в скважину 0,25 по объему раствора силиката натрия уксусной кислоты или какой-либо другой кислоты. После подачи 40-50%-ного раствора силиката натрия вновь нагнетают разделитель - 10%-ный раствор эфира этиленгликоля в объеме, равном объему насосно-компрессорных труб, для исключения взаимодействия непосредственно в насосно-компрессорных трубах 40-50%-ного силиката натрия двуокиси углерода. После подачи в продуктивный пласт 10%-ный раствор эфира этиленгликоля способствует гелеобразованию в нем. Концентрация эфира этиленгликоля в размере 10% для обеспечения необходимого равновесного состояния раствора при движении (продавливании) по насосно-компрессорным трубам в продуктивный пласт. В качестве разделителя также можно использовать 5%-ный раствор алюмината натрия. Алюминат натрия помимо разделения хлористого кальция и силиката натрия при закачке в пласт реагирует и образует свободный газ, способствующий повышению эффективности вытеснения нефти. После подачи разделителя закачивают отвердитель - 10%-ный раствор двуокиси углерода в объеме 10% от объема оторочки. Использование отвердителя двуокиси углерода с большей концентрацией приведет к сильному коррозированию насосно-компрессорных труб, а с меньшей концентрацией не позволит получить гелеобразную массу с необходимым допустимым градиентом давления. В качестве разделителя можно использовать 5%-ный раствор алюмината натрия в объеме, равном объему насосно-компрессорных труб. Водные растворы реагентов с помощью системы поддержания пластового давления продавливаются в продуктивный обводненный пласт и выдерживаются в течение 0,5-1,5 часа, после чего начинают нагнетание воды по нагнетательным скважинам и вытеснение нефти по добывающим скважинам. За счет изоляции высокопроницаемых участков гелеобразной массой с необходимым допустимым градиентом давления получают более полный охват нефтяного пласта заводнением.

Операции способа можно разделить на следующие этапы:

1) Закачка предоторочки раствора хлористого кальция 9%-ного в объеме 10% от перового объема (например, CaCl ₂ с плотностью 1,26-1,29 кг/м³).

Технические характеристики хлористого кальция:
Наименование показателя	Жидкий хлористый кальций CaCl 2
Внешний вид	Хлористый кальций - это раствор желтовато-серого или зеленоватого цвета с прозрачной или легкой мутью
Массовая доля хлористого кальция, %, не менее	35
Массовая доля магния в пересчете на MgCl2, %, не более	Не нормируется
Массовая доля прочих хлоридов, в том числе MgCl2, в пересчете на NaCl, %, не более	3
Массовая доля железа, (Fe), %, не более	Не нормируется
Массовая доля не растворимого в воде остатка, %, не более	0,15
Массовая доля сульфатов в пересчете на сульфат-ион, %, не более	Не нормируется

2) Закачка разделителя для предотвращения реагирования закачиваемых веществ при спуске по насосно-компрессорным трубам - 10%-ного раствора эфира этиленгликоля (эфир способствует на определенном этапе получению гелеобразной массы с более высоким допустимым градиентом давления за счет гидролиза сложного эфира с образованием кислоты и спирта). Выделяющаяся при гидролизе кислота является тем активным агентом, который реагирует с раствором щелочных силикатов. Продуктом твердения являются гидросиликаты натрия переменного состава и гель кремниевой кислоты (гелеобразная масса). В качестве разделителя можно использовать 5%-ный раствор алюмината натрия (NaAlO₂ ) в объеме, равном объему насосно-компрессорных труб, который приводит к предотвращению образования химических связей для избежания взаимодействия в насосно-компрессорных трубах. Также алюминат натрия уменьшает вязкость полученного раствора. Алюминаты - химические соединения оксида алюминия с оксидом другого металла. Алюминаты натрия NaAlO₂ используются как протрава при крашении тканей, что позволяет судить о возможности их применения в промышленных масштабах. Эфир этиленгликоля по ТУ 6-01-646-84 (бутилцеллозольв технический) получают методом оксиэтилирования этанола с последующей трехступенчатой разгонкой реакционной массы. Применяется в качестве компонента растворителя или компонента растворителей при изготовлении полиэфирных (алкидных) смол, лаков, эмалей, красок; в качестве гидравлической жидкости, ингибитора против помутнения лаковых пленок, составной части смесей для электрополирования металлов, что позволяет судить о возможности его промышленного использования для осуществления операций способа.

Физико-химические показатели эфира этиленгликоля
Массовая доля основного вещества, %, не менее	99,0
Плотность при 20°С, г/см 3	0,898-0,904
Цветность, ед. Хазена, не более	10
Массовая доля воды, %, не более	0,20
Показатель преломления, в пределах	1,416-1,422

3) Закачка 40-50%-ного раствора силиката натрия (стандартного жидкого стекла с плотностью 1,46-1,48 кг/м³ по ГОСТу 13078-81) в объеме 20% от перового объема.

В результате реакции с хлористым кальцием формируется образование геля кремниевой кислоты (гелеобразной массы), имеющей после осуществления операций способа высокую вязкость и водонепроницаемость.

Схема реакции:

Na₂O·2SiO ₂+CaCl₂+m·H₂ O n·SiO₂(m-1)H ₂O+Ca(ОН)₂+2NaCl

Характеристики силиката натрия жидкого:

Наименование показателя	Ед. изм	Диапазон возможных значений
		Низкомодульное	Стандартное	Высокомодульное
Силикатный модуль		2,4-2,6	2,8-3,0	3,1-3,3
Плотность	кг/м3	1,48-1,52	1,46-1,48	1,41-1,43
Массовая доля двуокиси кремния (SiO 2)	%	29,00-31,00	29,00-33,00	29,50-32,00
Массовая доля окиси натрия (Na 2O)	%	11,50-13,50	11,10-12,30	9,50-11,0

4) Закачка разделителя - 10%-ного раствора эфира этиленгликоля или 5%-ного раствора алюмината натрия.

5) Закачка отвердителя - 10%-ного раствора двуокиси углерода в объеме 10% от объема оторочки. При взаимодействии с двуокисью углерода (углекислотой) отверждение с образованием гелеобразной массы с твердыми включениями связано с образованием геля кремниевой кислоты, соды и гидросиликата натрия по схеме:

Na ₂O·nSiO₂+CO₂ +H₂O 2Na₂O·mSiO₂ ag+SiO₂ag+Na₂CO ₃

После необходимой выдержки, определяемой исходя из объемов поданных реагентов, скважину подключают к системе поддержания пластового давления.

Двуокись углерода выпускается жидкая низкотемпературная, жидкая высокого давления и газообразная. Жидкая двуокись углерода - бесцветная жидкость без запаха. Двуокись углерода нетоксична и невзрывоопасна. Жидкую двуокись углерода высокого давления поставляют в баллонах (ГОСТ 949-73) вместимостью до 50 дм³, в спецтаре по нормативно-технической документации для автотранспорта. Жидкую двуокись углерода в баллонах транспортируют всеми видами транспорта в соответствии с правилами перевозки опасных грузов, действующими на данном виде транспорта.

Допустимый градиент давления отвержденного геля достигает 2,6 МПа/м. Полученная гелеобразная масса устойчива к кислотам, но неустойчива в щелочных растворах. Поэтому для растворения отвержденноой гелеобразной массы с твердыми включениями достаточно подать в продуктивный пласт щелочь, например КОН или NaOH с концетрацией 40-50%. Это позволяет активно управлять свойствами полученной гелеобразной массы, а также по мере необходимости разрушать и удалять ее или продавливать более глубоко в пласт.

Концентрация силиката натрия принята в пределах от 40 до 50% исходя из данных таблицы.

Концентрация силиката натрия, %	39	40	44	48	50	51
Допустимый градиент давления гелеобразной массы, МПа/м	1,3	1,9	2,0	2,2	2,6	2,6

Нижний предел (40%) концентрации силиката натрия принят из условия минимально эффективного допустимого градиента давления гелеобразной массы. Верхний предел (50%) концентрации силиката натрия был принят из-за отсутствия допустимого градиента давления гелеобразной массы.

Пример 1

В способе разработки нефтяных месторождений, включающем бурение скважин в продуктивный пласт, закачку воды по нагнетательным скважинам и добычу нефти через добывающие скважины, закачку на поздней стадии разработки месторождения водных растворов силиката натрия и хлористого кальция, закачивают 9%-ный водный раствор хлористого кальция в объеме 10% от порового объема, затем закачивают разделитель в объеме, равном объему насосно-компрессорных труб, затем закачивают 40%-ный водный раствор силиката натрия в объеме 20% от перового объема, затем снова закачивают разделитель в объеме, равном объему насосно-компрессорных труб, а затем закачивают 10%-ный раствор двуокиси углерода в объеме 10% от объема указанного раствора силиката натрия, в качестве разделителя используют 10%-ный раствор эфира этиленгликоля

Пример 2

В способе разработки нефтяных месторождений, включающем бурение скважин в продуктивный пласт, закачку воды по нагнетательным скважинам и добычу нефти через добывающие скважины, закачку на поздней стадии разработки месторождения водных растворов силиката натрия и хлористого кальция, закачивают 9%-ный водный раствор хлористого кальция в объеме 10% от порового объема, затем закачивают разделитель в объеме, равном объему насосно-компрессорных труб, затем закачивают 50%-ный водный раствор силиката натрия в объеме 20% от перового объема, затем снова закачивают разделитель в объеме, равном объему насосно-компрессорных труб, а затем закачивают 10%-ный раствор двуокиси углерода в объеме 10% от объема указанного раствора силиката натрия, в качестве разделителя используют 5%-ный раствор алюмината натрия. В указанный раствор силиката натрия вводят 0,25 об.% уксусной кислоты.

Применение предлагаемого способа разработки нефтяных месторождений обеспечивает следующие преимущества:

- позволяет повысить допустимый градиент давления полученной гелеобразной массы;

- дает возможность управлять свойствами гелеобразной массы вплоть до разрушения и удаления из продуктивного пласта путем закачки щелочи;

- снижение затрат на добычу остаточной нефти в обводненных продуктивных пластах.