СПОСОБ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ИЗ ЛИНЗОВИДНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 1996 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к способам извлечения нефти из линзовидных и других ограниченных залежей.

Известен способ разработки нефтенасыщенных линз, согласно которому вначале отбор продукции ведут на естественном режиме истощения, затем переходят на очаговое заводнение [1] Причем, в линзах, вскрытых одной скважиной, дополнительно бурят скважину для закачки вытесняющего агента или отбора продукции при переводе под нагнетание существующей скважины, а в линзах, вскрытых несколькими скважинами, одну скважину используют как нагнетательную.

Недостатком этого способа является низкая его эффективность. Коэффициент извлечения нефти не превышает 40% Кроме того, требуются большие материальные затраты, связанные с бурением дополнительной скважины и обустройством системы поддерживания пластового давления.

Наиболее близким к предлагаемому является способ разработки линзовидных залежей нефти, включающий закачку через скважину реагентов, при взаимодействии которых в пласте образуется углекислый газ, который увеличивает упругую энергию пласта [2] В качестве реагентов в скважину последовательно закачивают водный раствор кальцинированной соды с концентрацией 15-16% и обратную эмульсию, содержащую соляную кислоту, нефтяной дистиллят, эмульгатор, ингибитор коррозии и воду, причем указанные реагенты закачивают одинаковыми порциями циклически.

Недостатком этого способа является невысокая эффективность вытеснения из-за низкого выхода углекислого газа. Из 1м³ закачанного раствора выделяется 19,2 м³ углекислого газа.

Целью предлагаемого изобретения является повышение эффективности вытеснения нефти за счет увеличения упругой энергии пласта.

Поставленная цель достигается описываемым способом разработки линзовидных залежей нефти, включающем последовательную, не равными порциями, циклическую закачку через нагнетательную скважину реагентов, при взаимодействии которых в пласте образуется углекислый газ и отбор продукции через ту же ли другую добывающую скважину, при этом в качестве реагентов для закачки используют водный раствор углекислого калия с концентрацией 25-26% вес и раствор ингибированной соляной кислоты с содержанием хлористого водорода 18-19% вес при оптимальном соотношении их объемов.

При взаимодействии компонентов, применяемых в заявленном способе, выделяется углекислого газа в 1,5 раза больше. Это позволяет значительно снизить вязкость пластовой нефти и повысить коэффициент нефтеизвлечения до 43%
Предложенный способ в промысловых условиях осуществляется в следующей последовательности: в пласт через насосно-компрессорные трубы, спущенные до фильтра эксплуатационной колонны и герметично изолированные от межтрубного пространства пакером, на 1 м толщи пласта закачивают чередуя порциями по 3-4 м³ раствора углекислого калия и по 2-3 м³ водного раствора ингибированной соляной кислоты с содержанием хлористого водорода 18-19%
Суммарный объем (ΔV, м³) закачиваемых реагентов рассчитывается по следующей формуле:
,
где Qнач начальные геологические запасы, т;
Pпл начальное пластовое давление, МПа;
P"пл текущее пластовое давление, МПа;
b_ж коэффициент сжимаемости жидкости;
ρ плотность пластовой нефти, т/м³.

Доля раствора в общем объеме определяется на основании следующего уравнения:

где: X доля раствора углекислого калия,
максимальная растворимость, (25-26%);
K_HCl концентрация соляной кислоты, (18-19%). Это наиболее высокая концентрация при котором соляная кислота не дымит, технологична для работы;
138,2 молекулярный вес углекислого калия;
36,453 молекулярный вес хлористого водорода.

Доля же раствора соляной кислоты при этом составит (100-х)%
Закачка растворов небольшими порциями обеспечивает более полное их перемешивание. Максимальный размер порции, при котором достигается полное перемешивание устанавливается экспериментально путем контроля за реакцией среды добываемой продукции.

Объем реагентов и режим нагнетания более точно можно рассчитать на ЭВМ по программе, в основу которой положена так называемая "Композиционная модель". Исходной информацией для этого расчета служат данные о гидродинамических характеристиках пористой среды, реологии флюидов, насыщенности флюидов, зависимость реакции закачиваемых растворов от давления, зависимость скорости межфазного массообмена углекислотой от давления и свойств нефти и воды, величины коэффициентов молекулярной диффузии и дисперсии для всех компонентов и коэффициенты упругости флюидов и породы.

Расчет позволяет определить: оптимальные объемы реагентов при циклической закачке, время "выдержки" для наиболее полной реакции реагентов, темп нагнетания реагентов и картину давления во всех точках пласта в течение всего процесса.

После закачки расчетных объемов реагентов скважину закрывают на реакцию. Изменение давления контролируют по манометру, установленному на устье скважины. В период закачки реагентов и их реакции залежь не эксплуатируется. Об окончании реакции свидетельствует стабилизация давления, после чего приступают к отбору продукции глубинным насосом (ЭЦН, ШГН) через ту же скважину, если линза вскрыта одной скважиной, или через другие добывающие скважины, если она вскрыта двумя и более скважинами. Отбор продолжают до истощения пластовой энергии, затем снова повторяют циклы закачки и отбора. Циклы повторяют до тех пор пока добыча станет нерентабельной.

Эффективность способа определяли в лабораторных условиях. При проведении исследований использованы следующие реагенты:
калий углекислый (поташ), ГОСТ 10690-83;
сода кальцинированная, ГОСТ 5100-84;
соляная кислота, ГОСТ 3118-87;
нефть с вязкостью 4,5 сПз;
нефтяной дистиллят,
эмульгатор;
ингибитор коррозии;
дистиллированная вода, ГОСТ 6709-92.

В лабораторных условиях моделировали разработку линз, вскрытых 2-мя скважинами, по предлагаемому способу (пример 1-2) и по известному способу (пример 3). Испытание способов проводили на линейной модели длиной 1 м, площадью поперечного сечения 6,6 10^-4 м². Модель заполнили измельченным керном, состоящим в основном из песчаника. Для контроля за давлением модель была снабжена манометром. Перед каждым экспериментом модель насыщали нефтью и определяли начальную нефтенасыщенность.

Примеры конкретного выполнения.

Пример 1.

Объем пор модели составил 204 • 10^-6 м³. Начальный нефтенасыщенный объем 142 • 10^-6 м³, вязкость нефти 4,5 сПз. Через вентиль, расположенный на конце модели, порциями по 5 • 10^-6 м³ циклически закачали 20 • 10^-6 м³ 25% раствора карбоната калия и порциями по 3,6 • 10^-6 м³ закачали 14 • 10^-6 м³ 18% раствор ингибированной соляной кислоты. В результате реакции выделилось 810 • 10^-6 м³ углекислого газа. После стабилизации давления, через вентиль, расположенный в противоположном конце, извлекали 60,4 • 10^-6 м³ нефти с вязкостью 4,2 сПз. Коэффициент нефтеизвлечения вычислили по формуле:
,
где V объем вытесненной из модели нефти, м³;
Vнач начальный нефтенасыщенный объем, м³.

Коэффициент нефтеизвлечения составил:

Пример 2
Объем пор модели составил 194 • 10^-6 м³. Начальный нефтенасыщенный объем 131 • 10^-6 м³. Через вентиль расположенный на конце модели порциями по 5 • 10^-6 м³ 26% раствора карбоната калия порциями по 3,6 • 10^-6 м³ закачали 14 • 10^-6 м³ 19% ингибированного водного раствора соляной кислоты. При этом после реакции выделилось 843 • 10^-6 м³ углекислого газа. После стабилизации давления, через вентиль, расположенный в противоположном конце, извлекали 61 • 10^-6 м³ жидкости, из них 57 • 10^-6 м³ нефти с вязкостью 4,1 сПз. Коэффициент нефтеизвлечения при этом составил:

Из двух опытов в среднем коэффициент вытеснения составил 43%
Пример 3.

Начальный нефтенасыщенный объем составил 136 • 10^-6 м³. Через вентиль, расположенный на конце модели порциями по 5 • 10^-6 м³ циклически закачали по 20 • 10^-6 м³ раствора 15,5% кальцинированной соды и обратную кислотную эмульсию с содержанием хлористого водорода 9,5% В результате реакции выделилось 655 • 10^-6 м³ углекислого газа. После стабилизации давления, через вентиль, расположенный в противоположном конце, извлекали 48,6 • 10^-6 м³ нефти с вязкостью 4,35 сПз. При этом коэффициент нефтеизвлечения составил:

Таким образом, лабораторные испытания известного способа показали, что при одном цикле закачки реагентов коэффициент вытеснения нефти составил 35,7%
Технико-экономическая эффективность при применении предложенного способа складывается за счет того, что увеличивается количество образующегося углекислого газа, понижается вязкость нефти и как следствие повышается коэффициент нефтеизвлечения с 35,7% (по прототипу) до 43% благодаря применению реагентов, имеющих более высокую растворимость в воде и оптимальное соотношение их объемов.

Способ вытеснения нефти из линзовидной залежи включает последовательную, порциальную, циклическую закачку через нагнетательную скважину водного раствора углекислого калия с концентрацией 25-26% (вес) и раствор ингибированной соляной кислоты с содержанием хлористого водорода 18-19% (вес) при оптимальном соотношении их объектов и отбор продукции через добывающую скважину.

Способ вытеснения нефти из линзовидной залежи, включающий последовательную, порциальную, циклическую закачку через нагнетательную скважину реагентов и отбор продукции через ту же или добывающую скважину, отличающийся тем, что в качестве реагентов для закачки используют водный раствор углекислого калия с концентрацией 25 26 мас. и раствор ингибированной соляной кислоты с содержанием хлористого водорода 18 19 мас. при оптимальном соотношении их объемов.