СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Российский патент 2006 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для интенсификации добычи нефти при помощи химических реагентов.

Известен способ тепловой обработки призабойной зоны скважины с использованием перекиси водорода (Бейлес Дж.X., Новая методика тепловой обработки призабойной зоны скважины с использованием перекиси водорода, "Нефтегазовые технологии", №5-6, 1998). Способ предусматривает закачку в пласт перекиси водорода в объеме приблизительно 1564 л на один метр мощности отрабатываемого пласта, технологическую выдержку для распада 40%-ной перекиси водорода около 25 суток и последующий пуск скважины в эксплуатацию. Также в способе рассмотрены варианты использования 30%- и 50%-ной концентрации перекиси водорода. Недостатком данного способа является длительный период остановки нефтедобывающей скважины, а также его применимость в основном для очистки призабойной зоны скважины и низкая эффективность использования выделяющейся энергии.

Известен способ разработки нефтяного месторождения, принятый за прототип (патент РФ №2021496, Е 21 В 43/22, E 21 B 43/24, 1994.10.15). Способ включает закачку через нагнетательные скважины 1,0-10,0%-ного водного раствора соли аммония, прогрев раствора в пласте и добычу нефти через добывающие скважины, согласно изобретению с целью увеличения нефтеотдачи в качестве солей аммония закачивают карбонат аммония и нитрат аммония в виде оторочки размером 0,2-0,4 порового объема, а затем закачивают водный раствор смеси нитрата аммония и серной и соляной кислоты рН 0,3 в виде оторочки размером 0,1-0,4 порового объема с последующей закачкой воды. Также способ характеризуется тем, что между оторочками водных растворов карбоната аммония и смеси нитрат аммония и соляной и серной кислоты закачивают оторочку воды размером 0,05-0,2 порового объема. Недостатком данного способа является низкая эффективность при добыче остаточной нефти, связанная со слабым воздействием на связанную воду в нефтяном пласте.

Техническим результатом способа является повышение эффективности добычи остаточной нефти за счет с повышения воздействия на связанную воду.

Технический результат достигается тем, что в способе разработки нефтяного месторождения, включающем оторочку, закачку через нагнетательную скважину по насосно-компрессорной трубе раствора и его разложение в пласте с выделением тепла с последующей закачкой воды, подъем нефти по эксплуатационным скважинам согласно изобретению в качестве раствора в нагнетательную скважину подают 50%-ную перекись водорода в объеме, равном 0,3 перового объема, причем перекись водорода подают между двумя оторочками жидкостью, нейтральной к перекиси водорода, при этом объем жидкости, нейтральной к перекиси водорода, принимают равным 1,1 от объема насосно-компрессорной трубы, а перед первой оторочкой осуществляют предоторочку катализатором - гидрооксидом калия, в объеме 0,1 от объема перекиси водорода, после двух оторочек подают 5%-ный раствор перманганата натрия, после чего с помощью воды вытесняют нефть к эксплуатационным скважинам.

Технический результат достигается также тем, что в качестве жидкости, нейтральной к перекиси водорода, используют ацетатный буфер.

Применение предлагаемого способа по сравнению с прототипом позволяет повысить эффективность добычи остаточной нефти за счет повышения его воздействия на связанную воду.

После осуществления операций способа разработки нефтяного месторождения в нефтяном пласте начинается реакция взаимодействия пластовой и закачиваемой воды с перекисью водорода, которая сопровождается выделением тепла, приводящем к растеплению пласта и расщеплению молекул связной воды. Известно, что одной из главных причин низкого извлечения нефти являются специфические гидрофобные взаимодействия на поверхности горной породы в присутствии воды. Взаимодействие нефти с пористыми средами является гидрофобным и изменение гидрофобных взаимодействий регулирует активность вытеснения нефти. Связанная вода, адсорбированная поверхностью горной породы, по своей структуре близка к твердому телу (конденсационно-кристаллизационным структурам). Для ряда моделей пласта после воздействия на них реагентами отмечается появление новой фазы связанной воды, что снижает нефтеотдачу. Значительная часть реагента необратимо поглощается подвижной составляющей связанной воды, изменяя его физико-механические свойства (вязкость). Задача о взаимодействии 50%-ной перекиси водорода со связанной водой решалась методом теории поля и квантовой статистики на основе современных моделей связанной воды. В области температур выше 343 К наблюдалось расслоение фаз связанной воды, в том числе и входящей в нее неподвижной составляющей с выделением фазы свободной воды. Таким образом происходит разрушение структуры и удаление физически связанной воды.

Перекись водорода - слабая двухосновная кислота (К_dI=2,6·10^-12). В водном растворе она диссоциирует по первой ступени в очень незначительной степени на ионы:

Диссоциация по второй ступени практически не идет, так как она подавляется присутствием воды, вещества, диссоциирующего с образованием ионов водорода в большей степени, чем перекись водорода.

Однако при введении катализатора - гидрооксида калия в раствор перекиси водорода становится возможной за счет смещения равновесия реакции вправо, диссоциация последней по второй ступени:

в результате которой образуется активный ион обладающий восстановительными свойствами:

Введение оксида марганца (IV) в систему, являющегося сильным окислителем инициирует процесс распада перекиси водорода, создавая окислительно-восстановительную пару с ионом Mn²⁺

В результате окислительно-восстановительного процесса с участием перекиси водорода, оксида марганца (IV) и гидрооксида калия идет активный процесс образования свободного молекулярного кислорода и выделения большого количества тепла, который можно схематично выразить уравнением:

Для поддержания постоянства рН среды вводится ацитатный буфер:

Таким образом, вследствие разложения перекиси водорода при активном участии гидрооксида калия и оксида марганца (IV) в пласте будут присутствовать: газ кислород, ионы марганца Mn²⁺ калия К⁺ и ацетата СН₃СОО^-.

Способ разработки нефтяного месторождения осуществляют следующим образом. В нефтеносный пласт через нагнетательную скважину по насосно-компрессорной трубе закачивают предоторочку катализатором - гидрооксидом калия в объеме 0,1 объема перекиси водорода для активизации образования свободного молекулярного кислорода и выделения большего количества тепла при разложении перекиси водорода. Затем осуществляют оторочку жидкостью, нейтральной к перекиси водорода в объеме, равном 1,1 объема насосно-компрессорной трубы для промывки и обеспечения отсутствия разложения перекиси водорода непосредственно в насосно-компрессорной трубе, а также для изоляции зоны пласта от притока пластовых вод и определения приемистости пласта. После этого в пласт нагнетают 50%-ную перекись водорода в объеме, равном 0,3 порового объема нефтеносного пласта, для обеспечения наибольшего теплового воздействия на пласт. Использование 50%-ной перекиси водорода и подача ее в размере 0,3 порового объема позволят осуществлять эффективное воздействие на нефтяной пласт за счет разложения с выделением тепла непосредственно в глубине нефтяного пласта. Затем осуществляют вторую оторочку жидкостью, нейтральной к перекиси водорода, в объеме, равном 1,1 объема насосно-компрессорной трубы, для промывки и обеспечения отсутствия разложения перекиси водорода непосредственно в насосно-компрессорной трубе и обеспечения отсутствия взаимодействия перекиси водорода с продавочной водой для повышения безопасности производства работ. После второй оторочки в пласт подают 5%-ный раствор перманганата натрия для инициирования реакции с большим выделением тепла. После этого с помощью воды вытесняют нефть к эксплуатационным скважинам. В качестве жидкости, нейтральной к перекиси водорода, можно использовать ацетатный буфер, имеющий химическую формулу вида СН₃СООН+СН₃COONa (5%-ный раствор), что позволит повысить безопасность процесса. В качестве катализатора можно использовать например, 5%-ный раствор марганца, позволяющий повысить теплоту разложения раствора в нефтяном пласте. Объем 5%-ного раствора марганца принимают в зависимости от порового объема нефтяного пласта и приемистости нагнетательной скважины.

Применение предлагаемого способа разработки нефтяного месторождения обеспечивает следующие преимущества:

- возможность добычи остаточной нефти из истощенных коллекторов;

- повышение подвижности нефти за счет снижения ее вязкости;

- снижение затрат на добычу остаточной нефти;

- повышение полноты извлечения остаточной нефти.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для интенсификации добычи нефти при помощи химических реагентов. Техническим результатом является повышение эффективности добычи остаточной нефти за счет повышения воздействия на связанную воду. В способе разработки нефтяного месторождения, включающем оторочку, закачку через нагнетательную скважину по насосно-компрессорной трубе раствора и его разложение в пласте с выделением тепла с последующей закачкой воды, подъем нефти по эксплуатационным скважинам, в качестве раствора в нагнетательную скважину подают 50%-ную перекись водорода в объеме, равном 0,3 порового объема, причем перекись водорода подают между двумя оторочками жидкостью, нейтральной к перекиси водорода, при этом объем жидкости, нейтральной к перекиси водорода, принимают равным 1,1 от объема насосно-компрессорной трубы, а перед первой оторочкой осуществляют предоторочку катализатором - гидрооксидом калия, в объеме 0,1 от объема перекиси водорода, после двух оторочек подают 5%-ный раствор перманганата натрия, после чего с помощью воды вытесняют нефть к эксплуатационным скважинам. Причем в качестве жидкости, нейтральной к перекиси водорода, используют ацетатный буфер. 1 з.п. ф-лы.

1. Способ разработки нефтяного месторождения, включающий оторочку, закачку через нагнетательную скважину по насосно-компрессорной трубе раствора и его разложение в пласте с выделением тепла с последующей закачкой воды, подъем нефти по эксплуатационным скважинам, отличающийся тем, что в качестве раствора в нагнетательную скважину подают 50%-ю перекись водорода в объеме, равном 0,3 порового объема, причем перекись водорода подают между двумя оторочками жидкостью, нейтральной к перекиси водорода, при этом объем жидкости, нейтральной к перекиси водорода, принимают равным 1,1 от объема насосно-компрессорной трубы, а перед первой оторочкой осуществляют предоторочку катализатором - гидрооксидом калия, в объеме 0,1 от объема перекиси водорода, после двух оторочек подают 5%-й раствор перманганата натрия, после чего с помощью воды вытесняют нефть к эксплуатационным скважинам.2. Способ разработки нефтяного месторождения по п.1, отличающийся тем, что в качестве жидкости, нейтральной к перекиси водорода, используют ацетатный буфер.