СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ВОДОНЕФТЯНОГО ПЛАСТА Российский патент 2000 года по МПК E21B43/22 

Описание патента на изобретение RU2146760C1

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к разработке нефтяных пластов с подошвенной водой.

Известен способ обработки призабойной зоны пласта, включающий последовательную закачку в пласт суспензии алюминия или магния, раствора кислоты и воздуха (1).

Недостатком способа является то, что закачка реагентов в пласт с подошвенной водой требует значительных расходов.

Известен способ разработки водонефтяного пласта с подошвенной водой, включающий закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины с обработкой пласта закачкой в пласт водной суспензии карбоната кальция и жидкости-носителя, инертной к карбонату кальция, оторочки серной кислоты с продвижением ее по пласту водой и отбор продукции через добывающие скважины (2).

Недостатком известного способа является то, что заблокированный участок пласта обходится вытесняющим агентом по заводненной части пласта, а нефтяная часть пласта остается неохваченной воздействием. При увеличении объемов закачки компонентов процесс становится нерентабельным.

Задача изобретения - увеличение нефтеизвлечения пласта путем устранения указанных недостатков.

Решение задачи достигается способом разработки водонефтяного пласта с подошвенной водой, включающим закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины, обработку пласта путем закачки суспензии твердого материала в жидкости-носителе и серной кислоты, вступающей в реакцию с суспензией твердого материала, предусматривающим, что закачку вытесняющего агента производят рассредоточенно по залежи в водонефтяную зону, а обработку пласта производят в добывающей скважине с повышенным значением нефтенасыщенности, при этом в качестве суспензии твердого материала используют порошок металла, образующего при взаимодействии с кислотой коагулянт, газ и выделяющего тепло.

Причем после продавки расчетного объема кислоты в водонасыщенной части пласта создают оторочку из вязкоупругого тампонирующего материала, например, нефтепираносернокислотной смеси.

На фиг. 1 представлен участок залежи, когда скважины обводнены подошвенной водой.

На фиг. 2 - то же, что фиг. 1, операция ввода нагнетательной скважины.

На фиг. 3 - то же, что и фиг. 1, операция обработки добывающей скважины реагентами.

На фиг. 4 - то же, что и фиг. 1, операция отбора продукции из водонефтяного пласта.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Нефтяное месторождение с подошвенной водой согласно проекта разрабатывают закачкой вытесняющей жидкости в нагнетательные и отбором продукции через добывающие скважины. По мере отбора жидкости из пласта доля воды в продукции возрастает и скважина обводняется пластовой водой из-за лучшей проводимости водоносной части пласта, чем нефтенасыщенной.

При наличии воды в продукции выше допустимого эксплуатация скважины становится нерентабельной и она подлежит обработке.

Перед осуществлением способа проводят исследование коллектора, определяют нефте- и водонасыщенную толщину пласта, его емкостные и фильтрационные параметры, интервалы поступления воды, отбирают пробы продукции скважины.

На основании проведенных исследований рассредоточенно вводят под закачку воды нагнетательные скважины. Эти скважины могут быть как специально пробуренными, так и добывающими, выбывшими в тираж из-за обводнения и т.п. Так как в последующем добывающие скважины с большей нефтенасыщенной толщиной будут подвергаться обработке, то под закачку воды выбирают скважины с меньшей нефтенасыщенной толщиной. Их выбирают и размещают таким образом, чтобы вся водонефтяная зона находилась под воздействием закачки воды, а добывающие скважины находились между нагнетательными. При сложившейся системе разработки водонефтяного объекта фильтрационный поток становится установившимся. Поэтому после отбора определенного количества нефти добывающие скважины 1 обводняются подошвенной водой. Ввод нагнетательных скважин 2 вызывает изменения в режиме работы водонефтяного пласта: пластового давления, направления фильтрационных потоков. Эти изменения позволяют после обработки добывающей скважины направить фильтрационный поток в нефтенасыщенную часть пласта.

Готовят суспензию порошка металла и производят ее закачку в жидкости-носителе в скважину 1. В качестве металла можно использовать порошок магния, алюминия и пр. Размеры частиц металла зависят от коллекторской характеристики пласта. Чем более проницаемый и трещиноватый пласт, тем более крупные частицы металла можно закачать в пласт. Количество же металла зависит от соотношения остаточной нефтенасыщенной толщины к водонасыщенной, физико-химических свойств насыщающих пласт флюидов. При малой нефтенасыщенной толщине, незначительной вязкости нефти, большом газовом факторе количество потребного металла уменьшается. Эффективность обработки коллектора повышается, если она проводится при пластовом давлении, близком к давлению насыщения нефти газом. При нагнетании суспензия металла поступает в соответствии с коллекторской характеристикой в высокопроницаемую промытую часть пласта, в которой частицы оседают. В качестве продавочной жидкости используют нефть. После продавки суспензии порошка металла на расчетное расстояние от скважины производят нагнетание кислоты. В качестве кислоты используют серную или алкилированную серную кислоту. Оторочка серной кислоты направляется в те же зоны, где происходит реакция взаимодействия между металлом и серной кислотой, в результате которой образуются коагулянт, газ и выделяется тепло, происходит внутрипластовая термогазоизоляционная обработка коллектора. Расстояние, на которое необходимо продавить реагенты, определяют из условия требуемого соотношения нефтенасыщенной и водонасыщенной частей пласта после обработки коллектора.

В результате реакции кислоты с металлом выделяются газ, тепло, а продукты реакции выпадают в осадок

Выделившийся газ из-за меньшего удельного веса занимает кровельную, т.е. нефтенасыщенную часть пласта. Проницаемость занятой газом части коллектора становится равной абсолютной. В целом за счет насыщения нефтенасыщенной части коллектора газом проницаемость возрастает. Проницаемость же водонасыщенной части пласта из-за ее закупорки уменьшается. За счет большей подвижности воды по сравнению с нефтью в газонасыщенную зону поступает подошвенная вода. Выделившееся в результате реакции тепло приводит к снижению вязкости пластовой нефти и выделению газа из нефти.

Для продления эффективности обработки за счет предотвращения размыва продуктов реакции в пласт закачивают вязко-упругий тампонирующий материал (например, нефтепираносернокислотную смесь), которая удерживает выпавшие осадки в пласте. Нефтепираносернокислотная смесь термостабильна, можно использовать ее в интервале температур от 60 до 100oC, обладает большой вязкостью и прочностью. Пиран - отход производства изопрена, получаемый при разложении диметилдиоксана при температуре 300-370oC. Оптимальное соотношение компонентов смеси следующее, об.%:
Нефть - 61,7 - 74,3
Пирановая фракция - 5,7 - 12,3
Алкилированная серная кислота - 20 - 26
Все эти факторы приводят к увеличению проводимости нефтенасыщенной части пласта по сравнению с водонасыщенной и вытеснению нефти подошвенной водой.

Пример.

Коллектор - Терригенный
Глубина добывающей скважины - 1250 м
Диаметр эксплуатационной колонны - 146 м
Интервал перфорации - 1200 - 1210 м
Диаметр насосно-компрессорных труб - 83 мм
Глубина спуска насоса марки НГН-2-56 - 800 м
Глубина спуска башмака НКТ - 1205 м
Проницаемость пласта:
по газу - 800 мкм2
по нефти - 300 мкм2
воде - 300 мкм2
Пористость пласта - 20%
Давление пласта - 12 МПа
Давление газонасыщения - 8 МПа
Вязкость пластовой нефти - 15 мПа•с
Давление на устье скважины в начале нагнетания суспензии-металла в нефти - 8 МПа
Давление на устье скважины при закачке суспензии-металла в нефти - 12 МПа
Объем суспензии-металла в нефти всего - 4200 кг
в т.ч. металла - 200 кг
нефти - 4000 кг
Давление на устье скважины к концу нагнетания суспензии - 16 МПа
Объем закачки серной кислоты - 4 м3
Объем продавочной жидкости - 10 м3
Объем нефтепираносернокислотной смеси - 7 м3
Дебит скважины по нефти до проведения операций - 2 т/сут
Дебит скважины по нефти после проведения операций - 10 т/сут
Обводненность продукции скважин до проведения операций - 90%
Обводненность продукции после проведения операций - 50%
Технико-экономическое преимущество изобретения заключается в следующем. Комплексный подход к разработке водонефтяной залежи позволяет продлить рентабельную добычу нефти и отобрать за два года дополнительно 5000 т нефти, увеличить на 12,5% нефтеизвлечение пласта, снизить обводненность добываемой продукции скважины. Затраты на проведение мероприятий с учетом расходов на подъем, транспорт и подготовку нефти составляют 550 млн. руб. Ценность дополнительно добытой нефти составляет 5 тыс.т • 430 тыс.руб/т = 2150 млн.руб. Прибыль от проведения операций по подключению нефтенасыщенной части пласта в разработку составляет 1600 млн.руб.

Источники информации
1. Авторское свидетельство СССР N 1574799, E 21 B 43/27, 1990.

2. Патент РФ N 1480411, E 21 B 43/22, 1994.

Похожие патенты RU2146760C1

название год авторы номер документа
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ МАССИВНОГО ТИПА 1995
  • Абдулмазитов Р.Г.
  • Галеев Р.Г.
  • Муслимов Р.Х.
  • Сулейманов Э.И.
  • Фазлыев Р.Т.
RU2095551C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ В КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ ТРЕЩИННО-КАВЕРНОЗНОГО ТИПА 1992
  • Абдулмазитов Р.Г.
  • Муслимов Р.Х.
  • Закиров А.Ф.
  • Хайретдинов Ф.М.
RU2073791C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ С ПРИМЕНЕНИЕМ ГАЗОВ ГАЗИФИКАЦИИ УГОЛЬНЫХ ПЛАСТОВ 1996
RU2114988C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ В КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ ТРЕЩИННОГО ТИПА 1996
  • Абдулмазитов Р.Г.
  • Миннуллин Р.М.
  • Сулейманов Э.И.
RU2101474C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 1999
  • Ганиев Г.Г.
  • Шаяхметов Ш.К.
  • Абдулмазитов Р.Г.
  • Хамзин А.А.
  • Лыков В.И.
  • Шаяхметов А.Ш.
RU2171369C2
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ 1996
  • Абдулмазитов Р.Г.
  • Галеев Р.Г.
  • Хайретдинов Ф.М.
RU2101478C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ ТЯЖЕЛЫХ НЕФТЕЙ И БИТУМОВ С ПРИМЕНЕНИЕМ ПАРА 1999
  • Дияшев Р.Н.
  • Саттарова Ф.М.
  • Волков Ю.В.
  • Мазитов К.Г.
  • Нуриахметов Л.Г.
RU2172398C2
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ С ПРИМЕНЕНИЕМ ВНУТРИПЛАСТОВОГО ГОРЕНИЯ 1995
  • Дияшев Р.Н.
  • Саттарова Ф.М.
  • Волков Ю.В.
RU2088755C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ С ПОДОШВЕННОЙ ВОДОЙ 2006
  • Стрижов Иван Николаевич
  • Динариев Олег Юрьевич
  • Михайлов Дмитрий Николаевич
  • Борткевич Сергей Вячеславович
  • Кузьмичев Дмитрий Николаевич
RU2307239C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗОНАЛЬНО-НЕОДНОРОДНОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 1998
  • Абдулмазитов Р.Г.
  • Нурмухаметов Р.С.
  • Кандаурова Г.Ф.
  • Хасанов Я.З.
RU2142556C1

Иллюстрации к изобретению RU 2 146 760 C1

Реферат патента 2000 года СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ВОДОНЕФТЯНОГО ПЛАСТА

Способ относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при разработке водонефтяных пластов. Способ разработки водонефтяного пласта с подошвенной водой предусматривает закачку вытесняющего агента рассредоточенно в нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины с обработкой нефтенасыщенной части пласта добывающих скважин закачкой суспензии в жидкости-носителе твердого материала - порошка металла, образующего при взаимодействии с кислотой коагулят, газ и выделяющего тепло, и серной кислоты, вступающей с ним в реакцию, причем с последующей закачкой вязкоупругого изоляционного материала, например нефтепирапосернокислотной смеси. Техническим результатом является увеличение нефтеизвлечения. 1 з.п. ф-лы, 4 ил.

Формула изобретения RU 2 146 760 C1

1. Способ разработки водонефтяного пласта с подошвенной водой, включающий закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины, обработку пласта путем закачки суспензии твердого материала в жидкости-носителе и серной кислоты, вступающей в реакцию с суспензией твердого материала, отличающийся тем, что закачку вытесняющего агента производят рассредоточенно по залежи в водонефтяную зону, а обработку пласта производят в добывающей скважине с повышенным значением нефтенасыщенности, при этом в качестве суспензии твердого материала используют порошок металла, образующего при взаимодействии с кислотой коагулянт, газ и выделяющего тепло. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что после продавки расчетного объема кислоты в водонасыщенной части пласта создают оторочку из вязкоупругого тампонирующего материала, например нефтепираносернокислотной смеси.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2000 года RU2146760C1

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА 1987
  • Глумов И.Ф.
  • Ибатуллин Р.Р.
  • Абдулхаиров Р.М.
  • Слесарева В.В.
  • Кочетков В.Д.
  • Рощектаева Н.А.
RU1480411C
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ВОДОНЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 1992
  • Бриллиант Леонид Самуилович
  • Курамшин Ренат Мунирович
  • Печеркин Михаил Федорович
  • Анисимов Владимир Федорович
RU2015312C1
Способ обработки призабойной зоны скважины 1975
  • Мустафин Гайсар Гильметдинович
  • Булгаков Ришат Тимергалеевич
  • Максутов Рафхат Ахметович
  • Ткаченко Иван Алексеевич
SU783464A1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ С ПОДОШВЕННОЙ ВОДОЙ 1991
  • Стрижов Иван Николаевич
  • Палий Виктор Остапович
  • Захаров Михаил Юрьевич
  • Егина Светлана Александровна
  • Хромовичев Михаил Николаевич
  • Хромовичева Татьяна Львовна
RU2012785C1
Термохимический способ обработки нефтяных пластов, сложенных доломитами и доломитизированными известняками 1949
  • Гейман М.А.
  • Столяров А.Д.
SU78847A1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ТЕРРИГЕННОГО НЕФТЯНОГО ПЛАСТА 1994
  • Алеев Ф.И.
RU2085711C1
Способ термохимической обработки призабойной зоны скважины 1971
  • Джамалов Ибрагим Мурадхан Оглы
  • Салимов Тофик Имамверди Оглы
  • Мамедов Надир Джавад Оглы
SU562639A1
US 3599716 A, 17.08.1971
Зубоврачебный инструмент 1987
  • Шаровецкий Геннадий Григорьевич
SU1498472A1

RU 2 146 760 C1

Авторы

Ганиев Г.Г.

Абдулмазитов Р.Г.

Шаяхметов А.Ш.

Даты

2000-03-20Публикация

1998-01-12Подача