СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ОБВОДНЕННОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ, НЕОДНОРОДНОЙ ПО ГЕОЛОГИЧЕСКОМУ СТРОЕНИЮ Российский патент 1998 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к повышению нефтеотдачи пласта и снижению обводненности добывающих скважин.

Известен способ разработки нефтяного месторождения, суть которого заключается в закачке карбоната аммония (NH₄)₂CO₃ с последующей оторочкой нитрата аммония NH₄NO₃ серной или соляной кислоты [1].

Недостатком данного способа является недостаточная эффективность в связи с низким коэффициентом охвата пласта воздействием в неоднородной по геологическому строению залежи, а также высокая коррозионная активность кислотных и солевых растворов, особенно H₂SO₄ и NH₄NO₃.

Кроме того, (NH₄)₂CO₃ очень нестойкое соединение и разлагается при 20^oC на аммиак и гидрокарбонат аммония, что создаст трудности при реализации технологического процесса.

Наиболее близким к заявляемому решению, взятым за прототип, является способ разработки обводненной нефтяной залежи, суть которого заключается в закачке в пласт через нагнетательную скважину водного раствора хлорида алюминия с последующей закачкой водного раствора щелочного стока [2].

Недостатком данного способа является низкая эффективность изоляции промытых и трещиноватых зон пласта и отсутствие реагента, способствующего улучшению смачивания горной породы и отмыву нефти при последующей закачке вытесняющего агента.

Задачей изобретения является повышение нефтеотдачи пластов в неоднородных залежах на поздней стадии разработки за счет извлечения остаточной нефти в результате щелочного воздействия углекислым газом с одновременным изменением профиля приемистости.

Задача решается тем, что в способе, включающем закачку в пласт через нагнетательные скважины водного раствора хлорида и добычу нефти через добывающие скважины, дополнительно в пласт закачивают водную суспензию мела, а в качестве водного раствора хлорида используют водный раствор хлорида аммония, при взаимодействии которых в пласте образуются карбонат аммония и хлорид кальция, после чего в пласт закачивают вещества, образующие с хлоридом кальция нерастворимые соли или гидроокиси, при этом в качестве этих веществ используют сульфат одновалентных или трехвалентных металлов или щелочные растворы.

Водный раствор хлорида аммония содержит, мас.%:
Хлорид аммония - 2,0 - 20
Вода - 80 - 98
Водная суспензия мела содержит, мас.% :
Мел (карбонат кальция) - 1,0 - 10
Вода - 99 - 90
Водный раствор сульфата одно- или трехвалентных металлов или щелочи содержит, мас.%:
Сульфат металла или щелочь - 2,0 - 15
Вода - 85 - 98
Для приготовления водных растворов сульфатов можно использовать Na₂SO₄, Al₂(SO₄)₃, Fe₂(SO₄)₃.

В качестве щелочей можно использовать NaOH, Na₂CO₃, Na₂SiO₃.

Суть изобретения заключается в следующем. В пласт через нагнетательную скважину закачивают водную суспензию карбоната кальция (мел) и продавливают водой, затем закачивают водный раствор хлорида аммония. При взаимодействии карбоната кальция с хлоридом аммония происходит реакция, в результате которой образуются аммоний углекислый и хлорид кальция по реакции в эквивалентных соотношениях:
(мел) CaCO₃ + 2NH₄CL = (NH₄)CO₃ + CaCL₂.

При повышенной температуре пласта в присутствии воды происходит разложение углекислого аммония:

Таким образом в пласте образуются аммиак, углекислота и хлорид кальция.

После этого в пласт закачивают реагент, который при взаимодействии с хлоридом кальция образует нерастворимый в воде осадок в виде сульфата кальция CaSO₄ или в виде гидроокиси кальция Ca(OH)₂.

Осадок, образующийся в пласте, тампонирует промытые участки и повышает фильтрационное сопротивление высокопроницаемых зон, тем самым выравнивая профиль приемистости и увеличивая охват пласта воздействием.

Присутствующая в пласте окись углерода CO₂ будет взаимодействовать с пластовым флюидом. При растворении CO₂ в пластовой нефти будет снижаться плотность, вязкость и поверхностное натяжение нефти, в результате будет увеличиваться подвижность флюида.

Аммиак растворяется в воде с образованием гидроокиси аммония, которая является щелочью, следовательно, в пласте происходят процессы, аналогичные щелочному заводнению. При этом снижается межфазное натяжение на границе нефть - гидроокись аммония, что приводит к эмульгированию нефти в зоне пласта, охваченного воздействием. Присутствие щелочи улучшает отмыв пленочной нефти с поверхности натяжения на границе с водой и увеличивает смачиваемость породы.

Сочетание трех вышеперечисленных механизмов воздействия (щелочного воздействия, углекислотного и выравнивания профиля приемистости) будет определять эффективность предлагаемого способа разработки неоднородной по геологическому строению залежи на поздней стадии разработки.

В лабораторных условиях были проведены эксперименты по растворению мела раствором хлорида аммония и определению количества продуктов реакции.

В качестве карбоната кальция использовали технический молотый мел. В качестве хлорида аммония применяли отходы производства ОХА, выпускаемые согласно ТУ - 6005751766 - 2 - 88. В результате определено, что в соответствии со стехиометрическими коэффициентами реакций (1,2) для растворения 1 моля карбоната кальция необходимо 2 моля хлорида аммония. В результате реакции получается 2 моля NH₃, один моль CO₂ и 1 моль хлорида кальция. Реакция проводилась при температуре 60^oC. Измерение объема выделившегося газа определяли стандартным методом, используя емкость с гидрозатвором. Хлорид кальция высаждали кальцинированной содой и определяли весовым методом в пересчете на CaCL₂ (см. таблицу).

Из данных таблицы видно, что варьируя концентрацию реагирующих веществ, можно получить желаемое количество осадка в виде Ca(OH)₂ или CaSO₄, в зависимости от приемистости и проницаемости пласта.

Это значит, что для полного протекания реакции в промысловых условиях на 1 т мела нужно брать 2 т хлорида аммония. При этом получим 400 м³ аммиака, 200 м³ CO₂ и 900 кг CaCL₂.

Оптимальные объемы закачки указанных реагентов определяют по общепризнанным методикам, учитывающим физико-технические и геологические особенности пласта, и могут составлять от нескольких десятков до нескольких сот кубометров.

Технологический процесс может быть осуществлен двумя способами.

Способ 1. Для осуществления предлагаемой технологии готовятся отдельно растворы хлорида аммония и суспензии мела. Водная суспензия мела готовится эжектором или в емкости цементировочного агрегата. Раствор хлорида аммония готовится в емкости.

В пласт закачивают водную суспензию мела в объеме 25 - 50 м³ и продавливают таким же объемом раствора хлорида аммония. Растворы можно закачивать в один прием или за несколько циклов.

По окончании закачки необходимого объема в пласт в скважину продавливают оторочку воды и скважину останавливают на сутки для протекания реакции. После выдержки в пласт закачивают раствор кальцинированной соды.

Способ 2. По этому способу предусматривается совместная закачка растворов. Для этого в емкости готовится раствор хлорида аммония и туда же добавляется расчетное количество мела. Реагирующий раствор закачивается в скважину.

Возможна совместная закачка отдельно приготовленных растворов с помощью гидроактиватора или тройника.

По окончании закачки необходимого объема реагентов состав продавливается водной оторочкой глубже в пласт и скважина останавливается на 1 сутки для протекания реакции, после чего в скважину закачивается раствор соли, при взаимодействии которой с хлоридом кальция будет образовываться нерастворимый осадок. Затем скважину запускают под нагнетание.

Предлагаемый способ позволяет повысить нефтеотдачу пласта и снизить обводненность добываемой нефти за счет перераспределения потоков нагнетаемой жидкости вытеснения в сочетании с щелочным и углекислотным воздействием.

Для реализации технологии по предлагаемому способу используют стандартное оборудование, реагенты не дефицитны и не дороги. Способ отличается простотой технологии и экологически безопасен.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат от реализации изобретения - повышение нефтеотдачи пластов. Способ разработки обводненной нефтяной залежи предусматривают закачку в пласт через нагнетательные скважины водной суспензии мела, водного раствора хлорида аммония и после взаимодействия этих растворов в пласт закачивают сульфат одно- или трехвалентных металлов или щелочные растворы. 1 з.п.ф-лы, 1 табл.

1. Способ разработки обводненной нефтяной залежи, неоднородной по геологическому строению, включающий закачку в пласт через нагнетательные скважины водного раствора хлорида и добычу нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что в качестве водного раствора хлорида используют водный раствор хлорида аммония и дополнительно в пласт закачивают водную суспензию мела, при взаимодействии которых в пласте образуются карбонат аммония и хлорид кальция, затем в пласт закачивают вещества, образующие с хлоридом кальция нерастворимые соли или гидроокиси. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве веществ, образующих нерастворимые соли или гидроокиси, используют сульфат одно- или трехвалентных металлов или щелочные растворы.