способ интенсификации добычи нефти

Формула изобретения

1. Способ интенсификации добычи нефти, включающий закачку в скважину инвертной эмульсии кислоты или кислотообразующей соли в дисперсионной среде, создание повышенного давления в призабойной зоне продавочной жидкостью с последующей выдержкой во времени, отличающийся тем, что инвертная эмульсия содержит в качестве дисперсионной среды углеводородный растворитель или нефть, перед указанной эмульсией в скважину закачивают раствор нитрита натрия плотностью 1183 кг/м³ при соотношении указанного раствора и кислоты или кислотообразующей соли от 1:2 до 1:3.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что скважина является сероводородсодержащей.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам увеличения нефтеотдачи продуктивных пластов за счет обработки нагнетательных и нефтяных скважин специальными химическими реагентами, способными изменять фильтрационные параметры породы, увеличивая фазовую проницаемость для нефти и снижая ее для воды.

Основным методом извлечения нефти из пластов является принудительное ее вытеснение из добывающей скважины водой, закачиваемой в пласт через нагнетательную скважину под давлением и транспортировка нефти на поверхность земли насосом.

В процессе извлечения нефти из пластов происходит изменение их фильтрационных параметров, которые влияют на производительность скважин. В целях восстановления и повышения производительности добывающих и приемистости нагнетательных скважин существует большое количество различных способов воздействия на пласт. Однако большинство из них не обладают достаточно высокой эффективностью по нефтеотдачи и требуют больших затрат энергоресурсов и применения дорогостоящих материалов.

Известен способ интенсификации добычи нефти, осуществляемый одновременной закачкой в нагнетательную и добывающую скважины суспензии высокодисперсного гидрофобного водоотталкивающего диоксида кремния в органическом растворителе с концентрацией от 0,05 до 1,0 мас.%, созданием повышенного давления в призабойной зоне продавочной жидкостью - водой. [Пат. 2105142, Е21В 43/22, 1998]. Способ позволяет увеличить дебит нефтяных скважин до 2,5 раз с незначительным снижением обводненности (на 5-10%).

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ интенсификации добычи нефти, включающий закачку в скважину 0,5-2,5 мас.% порошкообразной серы в инвертной эмульсии, создание повышенного давления в призабойной зоне продавочной жидкостью - нефтью или технической водой, с последующей выдержкой во времени [Пат. 2263204, Е21В 43/22, 2005].

Недостатком известного способа является незначительное увеличение дебита нефти добывающих скважин при сохранении высокой обводненности добываемой продукции.

Таким образом, возникает задача увеличения добычи нефти при одновременном снижении объемов попутнодобываемой воды.

Указанная задача достигается тем, что в способе интенсификации добычи нефти, включающем закачку в скважину инвертной эмульсии кислоты или кислотообразующей соли в дисперсионной среде, создание повышенного давления в призабойной зоне продавочной жидкостью с последующей выдержкой во времени, согласно изобретению инвертная эмульсия содержит в качестве дисперсионной среды углеводородный растворитель или нефть, перед указанной эмульсией в скважину зачивают раствор нитрита натрия плотностью 1183 кг/м³ при соотношении указанного раствора и кислоты или кислотообразующей соли от 1:2 до 1:3. Причем скважина является сероводородсодержащей.

В предлагаемом способе применяется водный раствор нитрита натрия плотностью 1183 кг/м³ (марки В) по ТУ 381021278-90.

Показатели нитрита натрия марки В, ТУ 38.1021278-90

Внешний вид (визуально)	прозрачная жидкость
Массовая концентрация нитрита натрия, г/дм3, не менее	180
Массовая концентрация нитрата натрия, г/дм3, не более	не нормируется
Массовая концентрация сульфата натрия, г/дм3, не более	50
Массовая концентрация нитрата натрия и нитрата натрия в сумме, г/дм3, не более	250
Массовая концентрация железа, г/дм3, не более	не нормируется
Плотность нитрита натрия при 20°С, кг/м3, в пределах	1170-1200

Инвертная эмульсия готовится на основе углеводородного растворителя, или нефти в качестве дисперсионной среды и кислоты или кислотообразующей соли - в качестве дисперсной фазы.

В качестве углеводородного растворителя целесообразно использовать СНПХ - 7870 (ТУ 39-05765670-ОП-239-97), представляющий собой композиционную смесь ароматических и алифатических углеводородов, обладающих высокой растворяющей способностью или любой другой растворитель, разрешенный к применению в нефтедобывающей промышленности (НЕФРАС АР 120/200 по ТУ 38104809-80; СОНПАР-5402, ТУ 2458-010-00151816-99 и др). Для приготовления дисперсной фазы применяют соляную кислоту, ГОСТ 857-88 или фтористоводородную кислоту ТУ 608-236-77, или кислотообразующую соль - гидроксохлористый алюминий по ТУ 38. 302163-94 или раствор хлорного железа ГОСТ 11159.

Использование инвертной эмульсии предотвращает преждевременное взаимодействие (в скважине) кислоты или кислотообразующей соли с раствором нитрита натрия.

Стабильность инвертной эмульсии варьируется соотношением углеводородной и водной фазы. При разрушении инвертной эмульсии в пласте кислота или кислотообразующая соль взаимодействуют с раствором нитрита натрия с образованием оксида азота, последний является трудно растворимым газом и играет роль вытесняющего агента, способствуя продвижению нефти к добывающей скважине. Гидроксохлористый алюминий (хлорное железо), помимо оксида азота образует осадок гидроксида алюминия (гидроксида железа):

HCl+NaNO₂ NO +NaCl;

Al(ОН)Cl₂+NaNO₂ NO +Al(ОН)₃ +NaCl.

При этом нитрит натрия, создающий рН среды в интервале 3,0-5,0 ед., обеспечивает полное осаждение гидроксида алюминия (гидроксида железа), что способствует более эффективному закупориванию промытых водоносных пропластков и снижению обводненности добываемой продукции.

Наибольшей эффективности предлагаемый способ достигает при обработке сероводородсодержащих скважин, что обусловлено способностью нитрита натрия в кислой среде (кислота или кислотообразующая соль) взаимодействовать с сероводородом, растворенным в пластовой воде или нефти, с образованием серы и оксида азота:

NaNO₂+H₂ S+Н⁺ S +NO +NaOH.

Сера гидрофобизирует поверхность продуктивного коллектора и в отличие от способа-прототипа образуется непосредственно в пласте с использованием его сырьевых ресурсов, а не закачивается в инвертной эмульсии с устья скважины.

Выделяющийся, во всех приведенных выше реакциях, оксид азота благодаря полярности молекулы в качестве лиганда входит в состав различных комплексных соединений. К примеру, связывает двухвалентное железо, всегда присутствующее в пластовой и скважинной жидкости, в растворимый комплекс ([NOFe]SO₄, нитрозо-железо (II) сульфат), тем самым препятствуя выпадению осадка (сульфида или сульфата железа) и загрязнению призабойной зоны скважин.

Таким образом, раствор нитрита натрия при взаимодействии с кислотой или кислотообразующей солью после разрушения инвертных эмульсий способствует очищению призабойной зоны нагнетательных и нефтяных скважин, регулированию проницаемости продуктивного пласта, вытеснению нефти из пласта, гидрофобизации поверхности коллектора (за счет осаждения гидрофобизующей серы в пласте сероводородсодержащих скважин). Все вышеперечисленное приводит к повышению нефтеотдачи продуктивного пласта, снижению воды в добываемой продукции и сероводорода (при использовании предлагаемого способа в сероводородсодержащих скважинах).

Предлагаемый способ в промысловых условиях осуществляется с применением стандартных технических средств. К ним относятся автоцистерны, емкости, агрегаты ЦА-320 и т.п.

Рассмотрим примеры осуществления известного и предлагаемого способа в промысловых условиях.

Пример 1. Объект испытывают по прототипу - очаг воздействия представлен одной нагнетательной и четырьмя добывающими скважинами. Приемистость нагнетательной скважины 230 м³/сут, обводненность продукции добывающих скважин 92-97%. Пласт представлен известняками, неоднороден по толщине, средняя проницаемость пласта - 0,24 мкм ², средняя пористость - 0,23. Средний дебит по нефти на одну добывающую скважину 0,3-0,8 т/сут. После проведения комплекса подготовительных и исследовательских работ в нагнетательную скважину закачивают 24 м³ инвертной эмульсии (6 м³ СНПХ 7870, 18 м³ соляной кислоты и 80 кг порошкообразной серы), а затем продавливают в пласт при давлении 15,0 МПа сточной водой в количестве 4,0 м³. После 24 ч реагирования скважину пускают в работу. В результате воздействия средний дебит нефти возрос на 0,25 т/сут., при этом обводненность скважинной продукции сохранилась на прежнем уровне (92-97%).

Пример 2. Предлагаемый способ. Испытуемый объект - очаг, представленный одной нагнетательной и четырьмя добывающими скважинами, эксплуатирует неоднородный пласт, сложенный карбонатными коллекторами с проницаемостью 0,21 мкм² и пористостью 0,22. Обводненность добываемой продукции добывающих скважин - 95-97%. Средний дебит по нефти - 1,1-2,8 т/сут. В нагнетательную скважину последовательно закачивают 4 м³ раствора нитрита натрия и 18 м³ инвертной эмульсии (6 м³ СНПХ 7870 и 12 м³ 12%-ной соляной кислоты) и продавливают в пласт сточной водой при давлении 15,0 МПа. Скважину оставляют на реагирование продолжительностью 24 ч. В результате воздействия обводненность добываемой продукции снизилась до 80-82, %, т.е. на 15%. Дебиты по нефти на одну скважину в среднем возросли на 0,5 т/сут.

Пример 3. Объектом воздействия является нагнетательная скважина, в которой перфорирован терригенный пласт ДII. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 7,4 м. Проницаемость пласта изменяется от 0,12 до 0,85 мкм². Приемистость пласта при давлении закачивания воды 10 МПа составляет 120 м³/сут. Технологическая эффективность определяется по 5-ти окружающим нефтяным скважинам. Обводненность продукции нефтяных скважин изменяется от 78 до 98%, среднесуточный дебит нефти от 0,8 до 5,4 т/сут. В нагнетательную скважину последовательно закачивают 6 м³ раствора нитрита натрия и 24 м³ инвертной эмульсии (6 м ³ СОНПАР 5402 и 18 м³ 8%-ной фтористоводородной кислоты) и продавливают в пласт сточной водой при давлении 15,0 МПа. Скважину оставляют на реагирование продолжительностью 24 ч. В результате воздействия приемистость нагнетательной скважины увеличилась до 350 м³/сут, обводненность добываемой продукции снизилась до 60-78%. Дебиты по нефти на одну скважину в среднем возросли на 1,5 т/сут.

Пример 4. Объект воздействия - очаг, представленный одной нагнетательной и пятью добывающими скважинами. В нагнетательные скважины нефтяного месторождения от установки по подготовке нефти и воды поступает сероводородсодержащая вода с концентрацией 50 мг/л. Выбранная для обработки нагнетательная скважина имеет приемистость 200 м³/сут, ежесуточно она вместе с водой принимает 10 кг H₂S. Содержание сероводорода в воде и нефти пяти добывающих скважин колеблется от 55 до 180 мг/л. Обводненность добываемой продукции нефтяных скважин - 96-98%, средний дебит нефти - 0,3-0,8 т/сут. В скважину закачивают последовательно 6 м³ раствора нитрита натрия и 24 м³ инвертной эмульсии (6 м³ растворителя НЕФРАС АР 120/200, и 18 м³ гидроксохлористого алюминия), затем продавливают 6 м³ сточной водой при давлении 10 МПа. Скважину оставляют на реагирование на 48 ч. В результате воздействия обводненность добываемой продукции добывающих скважин снизилась до 75-81%. Дебиты по нефти в среднем на одну скважину возросли на 0,60 т/сут, при этом на двух добывающих скважинах содержание сероводорода в воде и нефти снизилось в 2 более раза на 20 и 24 день после воздействия. На остальных скважинах содержание сероводорода в добываемой продукции не изменилось.

Пример 5. Объект воздействия - добывающая скважина. Обводненность добываемой продукции - 97%, дебит нефти - 0,50 т/сут., содержание сероводорода в добываемой жидкости составляет 120 мг/л. После проведения комплекса подготовительных и исследовательских работ в скважину последовательно закачивают 3 м³ раствора нитрита натрия и 8 м³ инвертной эмульсии (2 м ³ нефти и 6 м³ 20%-ного раствора хлорного железа), продавливают 6 м³ нефти при давлении 15 МПа и оставляют скважину на реагирование на 24 ч. В результате воздействия обводненность добываемой продукции снизилась до 72%, дебит нефти увеличился на 0,7 т/сут, содержание сероводорода в добываемой жидкости снизилось до 20 мг/л.

Таким образом, осуществление заявленного способа, основанное на последовательном закачивании в нагнетательную или добывающую скважину раствора нитрита натрия и инвертной эмульсии, позволяет повысить эффективность известного способа за счет снижения обводненности добываемой продукции на 15-26%о, увеличения дебита нефти в среднем на одну добывающую скважину на 0,60 т/сут. Наиболее подходящими объектами для воздействия по предлагаемому способу являются нагнетательные и добывающие скважины сероводородсодержащих месторождений