способ разработки залежи углеводородов

Формула изобретения

1. Способ разработки залежи углеводородов, включающий закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин, анализ параметров работы скважин по приемистости вытесняющего агента и обводнению продукции, выбор нагнетательных скважин с неоднородной приемистостью и добывающих скважин с обводненностью продукции выше установленной нормы, закачку в нагнетательные скважины водного раствора асидол-мылонафта, чередующихся водных растворов асидол-мылонафта и водных растворов хлористого кальция с расходом 0,3-0,6 м³ на 1 м толщины пласта, обеспечивающих возможность, при их взаимодействии в пласте, образования в этом пласте пластичного осадка, препятствующего поглощению скважины и, дополнительно, изолирующего материала от непрореагировавших частей упомянутых водных растворов при прорывах газа или пластовой воды, последующую закачку оторочки водного раствора щелочных стоков производства капролактама - ЩСПК с концентрацией не менее 10%, при этом давление закачки поднимают на 2-5 атм через каждые 2-5 м³ закачиваемых водных растворов компонентов.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что после закачки чередующихся водных растворов асидол-мылонафта и водных растворов хлористого кальция закачивают пеноцементный раствор с добавками асидол-мылонафта в количестве 0,01-0,05% от количества воды, необходимой для затворения цемента.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что водные растворы асидол-мылонафта и водные растворы хлористого кальция закачивают с промежуточными пачками пресной воды.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что перед закачкой оторочки водного раствора щелочных стоков производства капролактама закачивают понизитель вязкости нефти, включающий воду, нефтенол МЛ, нефрас АК и ЩСПК.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что водный раствор асидол-мылонафта применяют 40-60%-ной концентрации.

Описание изобретения к патенту

Настоящее изобретение относится к разработке залежи углеводородов, характеризующейся неоднородностью.

При разработке таких залежей заводнением со временем происходит обводнение добываемой продукции из-за прорывов вытесняющей воды по наиболее проводящим каналам продуктивного пласта.

Для исключения такого явления проводят необходимые мероприятия по выравниванию профиля приемистости в нагнетательных скважинах.

Известен способ разработки залежи углеводородов путем периодической подачи в нагнетательную скважину порций воздуха с помощью компрессора (см., например, Нефтепромысловое дело, Экспресс-информация, №1, 1972, с.1-4.

Недостатком известного способа является его низкая эффективность по причине проведения мероприятий только в нагнетательных скважинах и значительные затраты на содержание оборудования.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности способа.

Необходимый технический результат достигается тем, что способ разработки залежи углеводородов включает закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин, анализ параметров работы скважин по приемистости вытесняющего агента и обводнению продукции, выбор нагнетательных скважин с неоднородной приемистостью и добывающих скважин с обводненностью продукции выше установленной нормы, закачку в нагнетательные скважины чередующихся водных растворов асидол-мылонафта и водных растворов хлористого кальция с расходом 0,3-0,6 м ³ на 1 м толщины пласта, обеспечивающими возможность, при их взаимодействии в пласте, образования в этом пласте пластичного осадка, препятствующего поглощению скважины и, дополнительно, изолирующего материала от непрореагировавших частей упомянутых водных растворов при прорывах газа или пластовой воды, последующую закачку оторочки водного раствора щелочных стоков производства капролактама с концентрацией не менее 10%, при этом давление закачки поднимают на 2-5 атм через каждые 2-5 м ³ закачанных водных растворов компонентов.

Предложенный способ для достижения поставленного технического результата практически не требует специально для этого способа дополнительного технического оснащения.

По способу обеспечивают выравнивание профиля приемистости в нагнетательных скважинах. Для этого предусматривают ввод в эти скважины водного раствора асидол-мылонафта и водного раствора хлористого кальция (10-15%). Эти вещества при взаимодействии в пласте образуют пластичный осадок, динамические характеристики которого отличны от свойств технической воды. Образованный осадок определенное время препятствует поглощению скважины в высокопроницаемых зонах пласта. Этот период времени можно регулировать, изменяя количественные отношения применяемых веществ.

В результате обеспечивают более полный охват пласта заводнением.

В общем случае применяют следующую последовательность закачки компонентов (оторочек):

водный раствор асидол-мылонафта; чередующиеся водные растворы асидол-мылонафта с водными растворами хлористого кальция (с промежуточными пачками пресной воды); пеноцементный раствор с добавками нафтенатов (диапазон возможных соотношений реагентов - 0,01-0,05% асидол мылонафта от количества воды, необходимой для затворения цемента); композиция, снижающая вязкость нефти; оторочка с нефтеотмывающими свойствами.

Результатом применения вышеописанных оторочек является эффект от селективной реакции асидол-мылонафта с пластовой водой или газом. В результате образуют экран из вязкопластичной массы. Поочередная закачка растворов асидол-мылонафта и хлористого кальция обеспечивают возможность регулирования момента начала реакции реагентов. При этом реакция происходит на границе контакта упомянутых растворов. При этом непрореагировавшие части служат в дальнейшем дополнительным изолирующим материалом при прорывах газа или пластовой воды (система обладает свойствами восстановления).

Закачкой понизителя вязкости нефти обеспечивают снижение этой вязкости на границе раздела нефти с вытесняющим агентом и более эффективный режим ее вытеснения. Последующая закачка оторочки на основе щелочных стоков производства капролактама обеспечивает очистку призабойной зоны скважины от механических примесей, устойчивых нефтяных эмульсий, отложений асфальтосмолопарафиновых отложений, растворению и выносу карбонатной составляющей, а также увеличению нефтеотдачи пластов. В результате гидролиза натриевых солей органических карбоновых кислот, входящие в состав породы глинистые вещества, теряют межслоевую воду и способность к набуханию.

В качестве оторочки с нефтеотмывающими свойствами применяют водный раствор щелочной стока производства капролактама (ЩСПК) с его концентрацией не менее 10%.

Для реализации способа применяют водные растворы хлористого кальция и асидол-мылонафта. Используют промышленно выпускаемый водорастворимый асидол-мылонафт (ГОСТ 13302-77). Для приготовления пеноцементного раствора используют мылонафт или асидол-мылонафт, или, например, мылонафт-нафтенат натрия НМН-200 (ТУ 0258-001-10105754-97). Хлористый кальций используют в (10-15) % концентрации. Нафтенаты используют либо в товарном виде, либо (40-60)% концентрации. Расход растворов хлористого кальция и асидол-мылонафта принимают из расчета 0,3-0,6 м³ реагента на 1 м толщины пласта. Понизитель вязкости нефти состоит из 20-25% пресной воды, 1-2% Нефтенола МЛ, 1-2% Нефраса АК, остальное - ЩСПК.

Асидол-мылонафт хорошо растворяется в воде, является активным ПАВ, снижающим силы поверхностного натяжения на границе нефть-металл-вода и диспергирующим асфальтосмолопарафинистые образования (АСПО), обеспечивает разглинизацию прискважинной зоны. Универсальные свойства асидол-мылонафта в совокупности с описанной технологией его подачи в продуктивный пласт обеспечивают обработку всей матрицы продуктивного пласта.

Нефтенол МЛ - подвижная пенящаяся жидкость, представляет собой многокомпонентную смесь анионных и неионогенных поверхностно-активных веществ и выпускается по ТУ 2481-056-17197708-00. Нефрас АК - ароматический растворитель, выпускается по ТУ 2415-076-17197708-03.

ЩСПК (ТУ 113-03-488-84) представляет собой непрозрачную жидкость плотностью 1,1-1,2 г/см ³, рН 10-13 и температурой замерзания -25°С. Он хорошо растворяется в воде, обладает щелочными свойствами, свойствами поверхностно-активных веществ. В результате применения ЩСПК достигают комплексного воздействия на прискважинную зону пласта, а именно: растворяют асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО), снижают поверхностное натяжение на границах раздела фаз, предотвращают кольматацию, в том числе солевыми отложениями, и разбухание глин. Этим обеспечивают сохранение фильтрационных свойств продуктивного в их расширенном толковании (восстановлением этих свойств до исходных).

Приготовленный расчетный объем смеси закачивают в нагнетательную колонну, например, колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) при закрытом затрубном пространстве через заливочную головку, установленную на устье скважины и доводят до их башмака.

Компоненты смеси вводят в скважину через тройник и смесительную головку одновременно через НКТ. Для повышения успешности способа давление при закачке компонентов поднимают на 2-5 атм через каждые 2-5 м³ закачиваемой композиции. При этом после закачки композиции и продавки ее в пласт в полном объеме периодически снижают давление закачки вытесняющего агента, применяемого для заводнения.

Способ осуществляют следующим образом.

При заводнении продуктивной залежи осуществляют закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин. В процессе заводнения осуществляют анализ параметров работы скважин по приемистости вытесняющего агента и обводнению продукции. Выбирают нагнетательные скважины с неоднородной приемистостью и добывающие скважины с обводненной продукцией выше установленной нормы, например, с обводнением выше 90%. Для этого осуществляют закачку в нагнетательные скважины водного раствора асидол-мылонафта, чередующихся водных растворов асидол-мылонафта и водных растворов хлористого кальция с расходом 0,3-0,6 м³ на 1 м толщины пласта. Конкретный расход подбирают таким образом, чтобы была обеспечена возможность, при их взаимодействии в пласте, образования в этом пласте пластичного осадка, препятствующего поглощению скважины и, дополнительно, изолирующего материала от непрореагировавших частей упомянутых водных растворов при прорывах газа или пластовой воды. Затем закачивают оторочку водного раствора щелочных стоков производства капролактама - ЩСПК с концентрацией не менее 10%. при этом давление закачки поднимают на 2-5 атм через каждые 2-5 м³ закачиваемых водных растворов компонентов.

Для усиления эффекта по способу после закачки чередующихся водных растворов асидол-мылонафта и водных растворов хлористого кальция закачивают пеноцементный раствор с добавками асидол-мылонафта в количестве 0,01-0,05% от количества воды, необходимой для затворения цемента. Кроме того, перед закачкой оторочки водного раствора щелочных стоков производства капролактама может быть предусмотрена закачка понизителя вязкости нефти.

Критерием эффективности реализации способа является снижение коэффициента неоднородности по приемистости и повышение коэффициента охвата пласта по толщине и площади.