способ разработки нефтяной залежи

Формула изобретения

Способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие скважины и закачку гидрофобизирующего материала в добывающие скважины, отличающийся тем, что при закачке гидрофобизирующего материала спускают в добывающую скважину колонну насосно-компрессорных труб, снабженную пусковой муфтой, по колонне насосно-компрессорных труб на забой доставляют циркуляцией раствор гидрофобизатора с размещением его на забое в межтрубном пространстве, закрывают на устье колонну насосно-компрессорных труб и продавливают газом раствор гидрофобизатора из межтрубного пространства в призабойную зону пласта до выхода газа через пусковую муфту в колонну насосно-компрессорных труб, открывают на устье колонну насосно-компрессорных труб и вызывают депрессию на пласт, отбирают пластовую жидкость по колонне насосно-компрессорных труб, осваивают скважину и отбирают продукцию с помощью насосного оборудования.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи.

Известен способ обработки призабойной зоны пласта, согласно которому в скважину после вторичного вскрытия продуктивного пласта перфорацией опускают насосно-компрессорные трубы с таким расчетом, чтобы они были ниже зоны перфорации на 3-4 м. Заменяют буровой раствор на безводную нефть и закачивают в интервал продуктивного пласта углеводородный раствор. Он содержит водорастворимое поверхностно-активное вещество (ПАВ), маслорастворимое ПАВ и углеводородную жидкость в следующих соотношениях соответственно, об.%: 0,5-0,9; 1-2; остальное. Раствор закачивают в объеме, равном объему скважины в интервале продуктивного пласта. Скважину оставляют на капиллярную пропитку пласта на срок не менее 3 сут. Смесь масло- и водорастворимых ПАВ позволяет полностью удалить воду из призабойной зоны пласта, связать ее в виде обратной эмульсии. Это происходит за счет снижения поверхностного натяжения на границе нефть-вода-порода и уменьшения величины капиллярного давления (патент РФ № 1327594, опублик. 1995.03.20).

Известный способ не позволяет в достаточной степени гидрофобизировать призабойную зону и снизить обводненность добываемой продукции. Нефтеотдача разрабатываемой залежи остается невысокой.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи с высокотемпературным пластом, который включает закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и закачку изолирующего материала в обводнившиеся добывающие скважины с последующей его технологической выдержкой для отверждения. Закачку изолирующего материала производят оторочками, которые продавливают в пласт гидрофобизирующим материалом, имеющим вязкость, меньшую, чем вязкость изолирующего материала. Технологическую выдержку производят после закачки каждой оторочки изолирующего материала. Закачку второй и последующих оторочек производят под давлением, обеспечивающим переток разогретого пластом при технологической выдержке гидрофобизирующего материала в незаизолированные зоны пласта (патент РФ № 2035589, опублик. 1995.05.20 - прототип).

Недостатком известного способа является малая эффективность гидрофобизации призабойной зоны скважины и, вследствие этого, повышенная обводненность добываемой продукции и малая нефтеотдача залежи.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи за счет снижения обводненности продукции добывающих скважин.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие скважины и закачку гидрофобизирующего материала в добывающие скважины, согласно изобретению при закачке гидрофобизирующего материала спускают в добывающую скважину колонну насосно-компрессорных труб, снабженную пусковой муфтой, по колонне насосно-компрессорных труб на забой доставляют циркуляцией раствор гидрофобизатора с размещением его на забое в межтрубном пространстве, закрывают на устье колонну насосно-компрессорных труб и продавливают газом раствор гидрофобизатора из межтрубного пространства в призабойную зону пласта до выхода газа через пусковую муфту в колонну насосно-компрессорных труб, открывают на устье колонну насосно-компрессорных труб и вызывают депрессию на пласт, отбирают пластовую жидкость по колонне насосно-компрессорных труб, осваивают скважину и отбирают продукцию с помощью насосного оборудования.

Признаками изобретения являются:

1) закачка рабочего агента через нагнетательные скважины;

2) отбор продукции через добывающие скважины;

3) закачка гидрофобизирующего материала в добывающие скважины;

4) при закачке гидрофобизирующего материала остановка добывающей скважины;

5) спуск в добывающую скважину колонны насосно-компрессорных труб, снабженной пусковой муфтой

6) по колонне насосно-компрессорных труб на забой доставка циркуляцией раствора гидрофобизатора с размещением его на забое в межтрубном пространстве;

7) закрытие на устье колонны насосно-компрессорных труб;

8) продавка газом раствора гидрофобизатора из межтрубного пространства в призабойную зону пласта до выхода газа через пусковую муфту в колонну насосно-компрессорных труб;

9) открытие на устье колонны насосно-компрессорных труб;

10) вызов депрессии на пласт;

11) отбор пластовой жидкости по колонне насосно-компрессорных труб;

12) освоение скважины;

13) отбор продукции с помощью насосного оборудования.

Признаки 1-3 являются общими с прототипом, признаки 4-13 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

При разработке нефтяной залежи происходит обводнение добываемой продукции добывающих скважин, что влечет за собой захоронение запасов нефти в залежи, т.е. снижение нефтеотдачи залежи. Существующие способы гидрофобизации призабойной зоны скважины и снижения обводненности малоэффективны. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи за счет снижения обводненности продукции добывающих скважин за счет гидрофобизации призабойной зоны скважины. Задача решается следующим образом.

При разработке нефтяной залежи ведут закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие скважины и закачку гидрофобизирующего материала в добывающие скважины. При закачке гидрофобизирующего материала спускают в скважину колонну насосно-компрессорных труб, снабженную пусковой муфтой. По колонне насосно-компрессорных труб на забой доставляют циркуляцией раствор гидрофобизатора с размещением его на забое в межтрубном пространстве. Закрывают на устье колонну насосно-компрессорных труб и продавливают газом раствор гидрофобизатора из межтрубного пространства в призабойную зону пласта до выхода газа через пусковую муфту в колонну насосно-компрессорных труб. Открывают на устье колонну насосно-компрессорных труб и вызывают депрессию на пласт. Отбирают пластовую жидкость по колонне насосно-компрессорных труб, осваивают скважину и отбирают продукцию с помощью насосного оборудования.

Способ применим на новых добывающих скважинах, на новых наклонных стволах, пробуренных из действующих скважин, на скважинах, переведенных из нагнетательных в добывающие, на действующих обводненных скважинах.

В качестве гидрофобизатора может быть использован эмульгатор Ринго-ЭМ, выпускающийся по ТУ 2413-003-52412574-01 и представляющий собой 40%-ный раствор сложных эфиров высших ненасыщенных кислот жирного ряда типа линолевой, олеиновой и смоляных кислот в дизельном топливе с добавками кремнийорганического стабилизатора, 2% оксида алкилдиметиламина и неионогенного поверхностно-активного вещества. По внешнему виду эмульгатор Ринго-ЭМ представляет собой маслянистую вязкую жидкость от светло-коричневого до черного цвета, имеет кислотное число в пределах от 2 до 4 мг КОН/г и температуру застывания не выше минус 35°С. При смешении эмульгатора Ринго-ЭМ с минерализованной водой образуется жидкость повышенной вязкости. Применение эмульгатора Ринго-ЭМ приводит к получению наилучшего результата в предложенном способе.

В качестве гидрофобизатора могут быть применены и другие продукты, например анионактивные поверхностно-активные вещества типа эмультала, нефтенола, гидрофобизатор ИВВ-1, оленол, водорастворимые кремнийорганические соединения типа полиметилсилоксана, а также имидазолин, пенозолин и пр.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: пластовая температура 35°С, давление насыщения 7 МПа, газовый фактор 41,9 м³/т, пористость 20,3%, начальное пластовое давление 17,5 МПа, плотность нефти в поверхностных условиях 0,868 г/см³, вязкость нефти в пластовых условиях 3,98 мПа·с, объемный коэффициент нефти 1,137 д.ед., плотность воды в пластовых условиях 1,182 г/см³, вязкость воды в пластовых условиях 1,44 мПа·с.

Ведут закачку рабочего агента - минерализованной воды через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины. Останавливают одну добывающую обводнившуюся скважину. Спускают в остановленную скважину колонну насосно-компрессорных труб, снабженную пусковой муфтой на глубине 600 м от устья скважины. По колонне насосно-компрессорных труб на забой доставляют циркуляцией 2 м³ эмульгатора Ринго-ЭМ с размещением его на забое в межтрубном пространстве. Закрывают на устье колонну насосно-компрессорных труб и продавливают азотом раствор гидрофобизатора из межтрубного пространства в призабойную зону пласта до выхода газа через пусковую муфту в колонну насосно-компрессорных труб. Открывают на устье колонну насосно-компрессорных труб и вызывают депрессию на пласт. Отбирают пластовую жидкость по колонне насосно-компрессорных труб, осваивают скважину и отбирают продукцию с помощью насосного оборудования.

Аналогичные работы проводят на прочих добывающих скважинах.

В результате обводненность добываемой продукции снизилась в каждой скважине в среднем на 25%, а нефтеотдача залежи возросла с 36 до 39,5%.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.