СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 1997 года по МПК E21B43/22 

Описание патента на изобретение RU2088753C1

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки нефтяных залежей.

Известен способ разработки нефтяной залежи, предусматривающий отбор нефти добывающими скважинами и закачку в нагнетательные скважины воды [1] Недостатком способа является его низкая эффективность.

Наиболее близким техническим решением, взятым за прототип, является способ разработки нефтяной залежи, предусматривающий закачку в пласт воды и кислоты [2]
Этот способ предусматривает отбор нефти добывающими скважинами и закачку в нагнетательные скважины воды, а также оторочек кислоты. Недостатком способа является низкая эффективность в гранулярных коллекторах, особенно при повышении обводненности скважин и в неоднородных коллекторах.

Цель изобретения повышение эффективности воздействия на пласт и увеличение конечного нефтеизвлечения из нефтяной залежи.

Поставленная цель достигается тем, что в известном способе, включающем поочередную закачку в пласт воды и кислоты, в пласт закачивают кислоту с загустителем, в качестве которого используют торф или уголь, с концентрацией загустителя от 0,001 до 10 мас.

С целью повышения эффективности процесса рекомендуется дополнительно заканчивать оторочки окислителя или газа.

В качестве угля используют измельченный древесный или каменный уголь.

Для повышения эффективности способа при высокой степени неоднородности пластов рекомендуется дополнительно закачивать оторочки воды, загущенной торфом.

С целью снижения коррозионной активности кислоты в оторочку кислоты с загустителем рекомендуется дополнительно вводить спирт или неочищенные поверхностно-активные вещества.

Для удаления асфальто-смолистых и парафинистых отложений рекомендуется после закачки кислоты с загустителем закачивать водный раствор неионогенных поверхностно-активных веществ или зеленое масло.

В случае применения неразмолотого или крупного помола торфа либо угля рекомендуется до закачки в пласт приготовленную смесь отфильтровывать.

В качестве кислоты рекомендуется использовать соляную, серную, плавиковую, глинокислоту или их смесь.

Предложенный способ осуществляется следующим образом.

Залежь разбуривается добывающими и нагнетательными скважинами. После разбуривания на залежи осуществляют заводнение пласта с периодической закачкой в пласт оторочек кислоты. Перед закачкой кислоты в нее добавляют загуститель, в качестве которого используют торф или уголь. Количество, объем закачиваемых оторочек кислоты с загустителем, их концентрация зависят от свойств пластовой нефти и нефтенасыщенной породы, а именно проницаемости, неоднородности, литологического состава и другого и определяется при проведении технологических и технико-экономических расчетов.

Загущенная кислота может готовиться следующим образом.

В бункер цементированного агрегата ЦА-320 записывают определенное в соответствии с технологией количество муки, приготовленной из торфа или угля, и заливают кислоту, после чего осуществляют циркуляцию компонентов для перемешивания. В дальнейшем закачку кислоты с загустителем осуществляют одновременно с помощью агрегата ЦА-320 и кислотовоза или второго агрегата ЦА-320, при этом соотношение подачи кислоты кислотовозом и загущенной кислоты агрегатом определяют в соответствии с необходимой концентрацией загустителя в кислоте. В случае применения дополнительной закачки оторочек окислителя или газа рекомендуется закачивать их после оторочек кислоты и дополнительной закачки воды для промывки скважинного оборудования. В случае использования неразмолотого торфа или угля крупные непрореагировавшие частицы рекомендуется отфильтровывать фильтром, установленным на приеме насоса или на выходе из агрегата.

Пример 1. Для месторождения, пласт ю1 (вязкость пластовой нефти 0,7 мПа • с, плотность 820 кГ/м3, проницаемость 0,05 мкм2, нефтенасыщенность 65% пластовая температура 90oC) рекомендуется следующий вариант. На залежи осуществляют заводнение пласта с периодической закачкой в пласт через нагнетательные скважины концентрированной соляной кислоты, загущенной торфом (0,5%) в количестве 15-70 м3 на 1 м нефтенасыщенной мощности.

Пример 2. Для месторождения (вязкость пластовой нефти 0,41 мПа•с, плотность 691 кГн/м3, соотношение проницаемостей между рядом залегающими пластамами составляет около 100) рекомендуется следующий вариант. Первоначально в нагнетательные скважины заканчивают оторочку воды, затем переходят на закачку чередующихся оторочек воды, концентрированной соляной кислоты, загущенной торфом (2,5%) в количестве 20-50 м3 на 1 м нефтенасыщенной мощности, воды, загущенной торфом (1%) в количестве 10-70 м3 на 1 м нефтененасыщенной мощности, и углеводородного газа в количестве до 0,1 объема пор участка В дальнейшем осуществляют заводнение.

Пример 3. Для месторождения, пласт БС8 (вязкость пластовой нефти 2,4 мПа • с, плотность 800 кГ/м3, проницаемость 0,24 мкм2) рекомендуется следующий вариант. На залежи осуществляют заводнение пласта с периодической закачкой в пласт концентрированной серной кислоты, загущенной угольной мукой (1%), в количестве 10-80 м3 на 1 м нефтененасыщенной мощности. После закачки в пласт оторочки кислоты с загустителем дополнительно закачивают оторочку зеленого масла в количестве 2-7 м3 на 1 м нефтененасыщенной мощности.

Пример 4. Для месторождения, пласт А7-8 (вязкость пластовой нефти 10 мПа•с, плотность 849 кГ/м3, пластовая температура 56oC, проницаемость 0,054 мкм2, начальная нефтененасыщенность 57%) рекомендуется следующий вариант. Первоначально заканчивают оторочку воды в количестве около 0,1 объема пор участка. В дальнейшем переходят на закачку чередующих оторочек воды и воздуха с водовоздушным отношением 0,01. После закачки каждой восьмой оторочки воздуха заканчивают оторочку концентрированной соляной кислоты с загустителем, в качестве которого используют торф (0,5%), содержащий 1% бутилового спирта, в количестве 5-40 м3 на 1 м нефтенасыщенной мощности пласта. Процесс ведется до закачки воздуха в количестве около 28% от объема пор участка. В дальнейшем осуществляют заводнение.

Пример 5. Для месторождения, пласт БВ8 (вязкость пластовой нефти 1,1 мПа•с, проницаемость 0,136 мкм2, пористость 22% пластовая температура 75oC) рекомендуется следующий вариант. На залежи осуществляют заводнение пласта с периодической закачкой в пласт концентрированной соляной кислоты с загустителем, в качестве которого используют торф (0,5%), и содержащей 2% АФ9-12, в количестве 10-50 м3 на 1 м нефтененасыщенной мощности. После оторочки кислоты с загустителем закачивают оторочку водного раствора АФ9-12 5% концентрации в количестве 5-20 м3 на 1 м нефтененасыщенной мощности.

Для сравнения данного способа с известными способами (заводнение с оторочкой кислоты, влажное внутрипластовое горение с загущенной торфом водой, водогазовое воздействие) проведена серия экспериментов.

Для сравнения данного способа с заводнением с оторочкой кислоты эксперименты проводили на модели пласта применительно к условиях месторождения. Проницаемость модели пласта составляла 0,23 мкм2, пористость 22% Опыты проводили при температуре 75oC. Вязкость нефти при этой температуре составляла 1,1 мПа•с. Для соблюдения подобия темп подачи воды и кислоты поддерживался таким, чтобы скорость фильтрации не превышала 5 см/ч.

В опытах по заводнению с оторочкой кислоты первоначально заканчивали оторочку воды в количестве 0,5 объема пор, затем оторочку концентрированной кислоты (для соляной кислоты 24%-ной концентрации в количестве 0,5 объема пор, для серной кислоты 94%-ной концентрации 0,15 порового объема модели) и в дальнейшем через модель профильтровывали еще три поровых объема воды.

Опыты по заводнению с закачкой оторочки кислоты с загустителем, в качестве которого используют торф или уголь, проводили аналогично. При этом кислота с загустителем готовилась следующим образом. За сутки до проведения опытов в кислоту добавляли высушенный и размолотый торф или уголь. При закачке в модель кислота с загустителем непрерывно перемешивались.

В опытах N 6-8 в оторочки кислоты с загустителем дополнительно вводили бутиловый спирт или АФ9-12.

Результаты экспериментов приведены в табл.1.

Для сравнения данного способа со способом, предусматривающим влажное внутрипластовое горение (ВВГ) с закачкой загущенной торфом воды, были проведены лабораторные эксперименты применительно к условиям месторождения, пласт БС10 (вязкость пластовой нефти 1,7 мПа•с, плотность 782 кГ/м3, пластовая температура 82oC). В качестве модели пласта использовался цилиндрический кернодержатель диаметром 0,046 м и длиной 0,40 м. Опыты проводили при давлении 21,0 МПа.

При проведении опыта по ВВГ с закачкой загущенной торфом воды первоначально при пластовой температуре и повышая температуру в модели пласта до 280oC, через модель осуществляли фильтрация воды в количестве двух пороговых объемов. Затем переходили на закачку чередующихся оторочек воздуха и загущенной торфом (1,5% ) воды. Объем оторочки загущенной воды составлял 0,15, объем оторочки воздуха 0,075 порового объема модели. Суммарный объем загущенной торфом воды составил 1,05 порового объема модели. В дальнейшем осуществляли закачку чередующихся оторочек воды и воздуха.

При проведении опыта по ВВГ с закачкой загущенной торфом воды и кислоты с загустителем, в качестве которого используют торф, в отличие от предудыщего в процессе закачки чередующихся оторочек воздуха и загущенной воды вместо двух оторочек воздуха закачивали две оторочки концентрированной серной кислоты с загустителем, в качестве которого использовали торф (1,5%), по 0,01 порового объема модели каждая (третья и шестая оторочки). Результаты экспериментов приведены в табл. 2.

Для сравнения данного способа с известным способом, водогазовым воздействием, были проведены опыты на модели пласта применительно к условиям месторождения. Проницаемость моделей пласта составляла от 0,26 до 0,28 мкм2, пористость 24% Опыты проводили при давлении 7,0 МПа и температуре 70oC. Вязкость нефти при этом составляла 1,2 мПа•с.

В опыте по водогазовому воздействию через модель было прокачано четыре пороговых объема воды и двадцать оторочек газа с суммарным объемом, равным 0,4 порового объема.

В опыте по закачке воды, газа и кислоты с загустителем через модель первоначально фильтровали оторочку воды объемом 0,5 порового объема, затем 21 чередующуюся оторочку воды, концентрированной соляной кислоты, загущенной торфом (1,5%), и углеводородного газа в соответствии 6:1:6 в условиях опыта. В дальнейшем через модель профильтровывали еще 2,5 поровых объема воды. При этом через модель всего прокачивали 3,4 порового объема воды, 0,4 порового объема газа и 0,06 порового объема кислоты с загустителем.

Основные результаты экспериментов приведены в табл.3.

Из данных, приведенных в табл. 1-3, видно, что при применении предлагаемого способа разработки увеличивается коэффициент вытеснения по сравнению с известными способами.

Лабораторные исследования также показали, что в результате добавки к кислоте загустителя, в качестве которого используют торф или уголь, значительно снижается коррозионная активность кислот. Так, добавка к 50%-ному раствору серной кислоты 1,0% торфа при температуре 20oC снижает скорость растворения стали в 2,6 раза, при 60oC в 2,2 раза; добавка к 12% раствору соляной кислоты 0,5% торфа при температуре 20oC снижает скорость растворения стали в 3,1 раза, при 60oC в 2,7 раза; добавка к 12% раствору соляной кислоты 1,0% угля (размолотого) при температуре 20oC снижает скорость растворения стали в 2,3 раза, при температуре 60oC в 2,0 раза. Это снижение коррозионной активности кислоты по отношению к нефтепромысловому оборудованию позволяет увеличить количество закачиваемой за одну скважинооперацию кислоты с загустителем, что значительно снижает трудозатратами.

Как показали проведенные исследования, при применении данного способа по сравнению с известным проявляются новые свойства. Это связано с тем, что в пласт закачивают дополнительно более вязкий вытесняющий агент, способствуя увеличению охвата воздействием и степени вытеснения нефти. В результате адсорбции на породе и кальматации загустителя, а также реакции кислоты с загустителем и породой происходит перераспределение кислоты по пропласткам с меньшей проницаемостью. Кроме того, продукты реакции кислоты с загустителем, в качестве которого используют торф или уголь, как показывают лабораторные эксперименты, являются эффективным вытесняющим агентом, а также способствуют образованию стойких водонефтяных эмульсий и пенных систем. Это связано с тем, что в процессе реакции кислоты с загустителями предложенного типа образуется широкий спектр поверхностно-активных веществ, что и определяет повышение эффективности действия предложенной технологии. В результате взаимодействия кислоты с породой образуется углекислый газ, который совместно с продуктами реакции кислоты и загустителя повышает доотмыв нефти. Образующиеся при реакции кислоты с породой соли и тонкодисперсный материал входят в состав водонефтяных эмульсий, повышая их вязкость и стойкость, тем самым способствуя выравниванию фронтов и повышению степени вытеснения.

Использование данного способа разработки по сравнению с известным, предусматривающим поочередную закачку в пласт воды и кислоты, способствует увеличению охвата воздействием, выравниванию фронтов вытеснения и повышению степени вытеснения, в результате приводя к повышению эффективности воздействия на пласт и увеличению конечного нефтеизвлечения из нефтяной залежи.

Похожие патенты RU2088753C1

название год авторы номер документа
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ 1990
  • Сонич В.П.
  • Полуаршинов Г.П.
  • Крылов А.Н.
  • Мезенцев Ал.М.
  • Мезенцев Ан.М.
  • Мезенцева Г.Н.
RU1773101C
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 1990
  • Сонич В.П.
  • Ильин В.М.
  • Кравченко И.А.
  • Татаринов Б.Н.
  • Хайров Э.С.
  • Тихонов В.В.
  • Сатдрединов А.А.
  • Рачков В.Г.
RU2011807C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ С КАРБОНАТНЫМ КОЛЛЕКТОРОМ 1997
  • Пияков Г.Н.
  • Лозин Е.В.
  • Гафуров О.Г.
  • Василенко В.Ф.
  • Лукьянов Ю.В.
  • Асмоловский В.С.
  • Сайфутдинов Ф.Х.
RU2135751C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 1990
  • Сонич В.П.
  • Ефремов И.Ф.
  • Ильин В.М.
  • Мезенцева Г.Н.
  • Кравченко И.А.
  • Гирфанов Э.Г.
  • Мезенцев А.М.
RU1739695C
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ С ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫМИ ЗАПАСАМИ НЕФТИ 1997
  • Батурин Юрий Ефремович
  • Малышев Александр Григорьевич
  • Сонич Владимир Павлович
  • Антониади Дмитрий Георгиевич
  • Боксерман Аркадий Анатольевич
  • Кашик Алексей Сергеевич
RU2109133C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОВОЙ ЗАЛЕЖИ 2009
  • Хлебников Вадим Николаевич
  • Зобов Павел Михайлович
  • Андреев Олег Петрович
  • Салихов Зульфар Салихович
  • Зинченко Игорь Александрович
  • Корытников Роман Владимирович
  • Кирсанов Сергей Александрович
  • Ахмедсафин Сергей Каснулович
RU2390626C1
СПОСОБ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА НЕФТЯНУЮ ЗАЛЕЖЬ С НЕОДНОРОДНЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ 2004
  • Шувалов Анатолий Васильевич
  • Гарифуллин Ильдар Шамильевич
  • Хасанов Фаат Фатхлбаянович
  • Алмаев Рафаиль Хатмуллович
  • Базекина Лидия Васильевна
RU2302520C2
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ОБВОДНЕННОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 2018
  • Силин Михаил Александрович
  • Магадова Любовь Абдулаевна
  • Губанов Владимир Борисович
  • Потешкина Кира Анатольевна
  • Макинеко Владимир Васильевич
RU2693101C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ 1990
  • Мусин М.М.
  • Хабибуллин Я.Х.
  • Муслимов Р.Х.
  • Нигматзянова М.Р.
  • Фазлыев Р.Т.
SU1828163A1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МНОГОПЛАСТОВОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ С РАЗНОПРОНИЦАЕМЫМИ ПЛАСТАМИ 2006
  • Сулаева Татьяна Викторовна
  • Прасс Лембит Виллемович
  • Медведева Татьяна Васильевна
RU2327033C1

Иллюстрации к изобретению RU 2 088 753 C1

Реферат патента 1997 года СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ

Сущность изобретения: способ включает отбор нефти добывающими скважинами и закачку через нагнетательные скважины в контур нефтеностности воды и оторочек кислоты. Новым в способе является закачка кислоты и загустителем, в качестве которого используют торф или уголь. С целью повышения эффективности способа рекомендуется дополнительно закачивать оторочки окислителя или газа. При высокой степени неоднородности пластов рекомендуется дополнительно закачивать оторочки воды, загущенной торфом. С целью снижения коррозионной активности кислоты, в оторочки кислоты рекомендуется добавлять спирт или НПАВ, а для удаления асфальто-смолистых и парафинистых отложений после оторочки кислоты с загустителем закачивать оторочку водного раствора НПАВ или оторочку зеленого масла. 4 з. п. ф-лы, 3 табл.

Формула изобретения RU 2 088 753 C1

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий поочередную закачку в пласт воды и кислоты, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности воздействия на пласт и увеличения конечного нефтеизвлечения, в пласт закачивают кислоту с загустителем, в качестве которого используют торф или уголь с концентрацией загустителя 0,001 10 мас. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что дополнительно закачивают окислитель или газ. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что дополнительно закачивают воду, загущенную торфом. 4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в кислоту с загустителем дополнительно вводят спирт или неионогенные ПАВ. 5. Способ по п.1, отличающийся тем, что после закачки кислоты с загустителем закачивают водный раствор неионогенных поверхностно-активных веществ или зеленое масло.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 1997 года RU2088753C1

Сургучев М.Л
Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов
- М.: Недра, 1985, с
Способ сопряжения брусьев в срубах 1921
  • Муравьев Г.В.
SU33A1
Ибрагимов Г.З., Сорокин В.А., Хисамутдинов Н.И.- Химические реагенты для добычи нефти: Справочник рабочего
- М.: Недра, 1986, с
Кран машиниста для автоматических тормозов с сжатым воздухом 1921
  • Казанцев Ф.П.
SU194A1

RU 2 088 753 C1

Авторы

Мезенцев А.М.

Сонич В.П.

Мезенцева Г.Н.

Даты

1997-08-27Публикация

1991-02-14Подача