СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Российский патент 2007 года по МПК E21B43/22 

Описание патента на изобретение RU2301327C1

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторождений заводнением путем селективной изоляции промытых высокопроницаемых зон продуктивного пласта.

Известен способ разработки нефтяного месторождения (заявка на изобретение РФ №99114813, Е21В 43/22, дата публ. 2001.05.10). Способ разработки нефтяного месторождения путем селективной изоляции пластов составами на основе силиката натрия, согласно изобретению в раствор силиката натрия добавляют раствор аммиачной селитры (или аммиачной селитры и анионоактивного ПАВ) при следующем соотношении компонентов, мас.%: силикат натрия (жидкое стекло) - 20,0-40,0; аммиачная селитра - 3,0-7,0; пресная вода - остальное; или силикат натрия (жидкое стекло) - 20,0-40,0; аммиачная селитра - 3,0-7,0; анионоактивное ПАВ (ДС-РАС, сульфонол) 1,0-3,0; пресная вода - остальное; перемешивают до получения однородного раствора, закачивают в пласт в виде оторочки, после чего закачивают воду в объеме, не менее чем в два раза превышающем объем оторочки. Недостатком данного способа является низкий допустимый градиент давления, полученной в продуктивном пласте гелеобразной массы, и невозможность управления ее свойствами по мере заводнения для более эффективного проникновения в пласт.

Известен способ разработки нефтяных месторождений, принятый за прототип (патент РФ №2266399, Е21В 43/22, дата публ. 2003.08.20). Способ включает заводнение, селективную изоляцию пластов, включающую закачку в пласт гелеобразующей оторочки на основе силиката натрия - жидкого стекла, аммиачной селитры, ПАВ и пресной воды. При получении гелеобразующей оторочки в качестве ПАВ используют реагент РДН-0 по ТУ 2458-001-21166006-97 при следующем соотношении компонентов, мас.%: силикат натрия - жидкое стекло 10,0-50,0; аммиачная селитра 5,0-10,0; реагент РДН-0 1,0-10,0; пресная вода - остальное. Для нефтяных месторождений с высокой минерализацией пластовых вод до и после закачки гелеобразующей оторочки в нагнетательную скважину закачивают пресную воду в объемах, равных объему закаченной в пласт гелеобразующей оторочки. Недостатком данного способа является низкий допустимый градиент давления, полученной в продуктивном пласте гелеобразной массы, и невозможность управления ее свойствами по мере заводнения для более эффективного проникновения в пласт.

Техническим результатом изобретения является повышение допустимого градиента давления гелеобразной массы, полученной в продуктивном пласте, и создание возможности управления ее свойствами.

Технический результат достигается тем, что в способе разработки нефтяных месторождений, включающем заводнение, изоляцию промытых высокопроницаемых зон пласта закачкой в пласт раствора силиката натрия, раствора поверхностно-активного вещества ПАВ с выдержкой, последующее заводнение и вытеснение нефти, осуществляют закачку сначала 9%-ного раствора хлористого кальция в объеме 10% от порового объема, затем - первого разделителя - 1%-ного раствора гидроксида кальция или гидроксида натрия в объеме, равном объему насосно-компрессорных труб НКТ, затем - раствора силиката натрия 40-50%-ного в объеме 20% от порового объема, затем - раствора ПАВ 0,1%-ного в качестве второго разделителя в объеме, равном трем объемам НКТ, а затем - газообразной двуокиси углерода в объеме 10% от объема указанного раствора силиката натрия.

В указанный раствор силиката натрия дополнительно могут вводить уксусную кислоту в количестве 0,25% от его объема.

Применение предлагаемого способа по сравнению с прототипом позволяет повысить допустимый градиент давления гелеобразной массы, полученной в продуктивном пласте, и создает возможность управлять ее свойствами вплоть до разрушения и удаления.

Способ разработки нефтяных месторождений осуществляют следующим образом. Бурят по заданной схеме нагнетательные и добывающие скважины в продуктивный пласт. По нагнетательным скважинам подают воду, близкую по химическому составу к пластовой, для поддержания пластового давления и вытеснения нефти в добывающие скважины. На поздней стадии разработки месторождения при высокой обводненности продукции для изоляции промытых высокопроницаемых зон закачивают водные растворы реагентов. Для этого осуществляют предоторочку раствором хлористого кальция. В качестве предоторочки используют раствор 9%-ного хлористого кальция в объеме 10% от порового объема. Использование хлористого кальция другой концентрации не приводит к желаемому эффекту, так как предоторочка с 9%-ной концентрацией хлористого кальция вытесняет пластовую воду, содержащую различные ионы, отрицательно влияющие на качество образования геля и гелеобразной массы, что приводит при ее загустевании к более низкому допустимому градиенту давления, способному ее вытеснить из высокопроницаемых зон продуктивного пласта. Объем предоторочки в размере 10% от порового объема позволяет вовлечь в разработку наиболее высокопроницаемые зоны, так как предоторочка в первую очередь проникает в них из-за их низкого сопротивления.

После подачи раствора 9%-ного хлористого кальция в объеме 10% от порового объема в скважину подают первый разделитель - 1%-ный раствор гидроксида кальция Ca(ОН)2 в объеме, равном объему насосно-компрессорных труб для исключения взаимодействия непосредственно в насосно-компрессорных трубах хлористого кальция и подаваемого после разделителя 40-50%-ного силиката натрия. После подачи в продуктивный пласт 1%-ный раствор Ca(ОН)2 способствует более эффективному гелеобразованию в нем. Концентрация Ca(ОН)2 в размере 1% принята для обеспечения необходимого равновесного состояния раствора и отсутствия выпадения твердого осадка при движении (продавливании) по насосно-компрессорным трубам в продуктивный пласт. В качестве разделителя также можно использовать 1%-ный раствор гидроксида натрия NaOH. NaOH помимо разделения хлористого кальция и силиката натрия при закачке в пласт способствует повышению эффективности вытеснения нефти. После подачи разделителя закачивают 40-50%-ный раствор силиката натрия в объеме 20% от порового объема. Закачка силиката натрия в объеме 20% от порового позволяет осуществить наиболее эффективное взаимодействие его с заданным объемом отвердителя (газообразной двуокиси углерода, способствующей повышению допустимого градиента давления полученной в продуктивном пласте гелеобразной массы). Для повышения силикатного модуля силиката натрия и компенсации его снижения при подаче реагентов из-за взаимодействия их остатков по насосно-компрессорным трубам возможна добавка в силикат натрия при подаче в скважину 0,25% по объему силиката натрия уксусной кислоты или какой-либо другой кислоты. После подачи 40-50%-ного раствора силиката натрия нагнетают второй разделитель - 0,1%-ный раствор ПАВ, например, сульфонола в объеме, равном трем объемам насосно-компрессорных труб для исключения взаимодействия непосредственно в насосно-компрессорных трубах 40-50%-ного силиката натрия и газообразной двуокиси углерода. После подачи в продуктивный пласт 0,1%-ный раствор ПАВ способствует гелеобразованию в нем. Концентрация ПАВ в размере 0,1% принята, исходя из образования в продуктивном пласте пены необходимой кратности. После подачи разделителя закачивают отвердитель - газообразную двуокись углерода в объеме 10% от объема оторочки. Использование отвердителя - газообразной двуокиси углерода с большей концентрацией приведет к сильному коррозированию насосно-компрессорных труб, а с меньшей концентрацией - не позволит получить гелеобразную массу с необходимым допустимым градиентом давления.

Водные растворы реагентов оторочки с помощью системы поддержания пластового давления (насосной станции, пультом управления с манометрами и т.д.) продавливаются в продуктивный обводненный пласт и выдерживаются в течение 0,5-1,5 часа, после чего начинают нагнетание воды по нагнетательным скважинам и вытеснение нефти по добывающим скважинам. За счет изоляции высокопроницаемых участков гелеобразной массой с необходимым допустимым градиентом давления получают более полный охват нефтяного пласта заводнением.

Операции изоляции можно разделить на следующие этапы:

1) Закачка предоторочки раствора хлористого кальция 9%-ного в объеме 10% от порового объема

Технические характеристики хлористого кальция:Наименование показателяЖидкий хлористый кальций CACl2Внешний видХлористый кальций - это раствор желтовато-серого или зеленоватого цвета с прозрачной или легкой мутьюМассовая доля хлористого кальция, %, не менее35Массовая доля магния в пересчете на MgCl2, %, не болееНе нормируетсяМассовая доля прочих хлоридов, в том числе MgCl2, в пересчете на NaCl, %, не более3Массовая доля железа, (Fe), %, не болееНе нормируетсяМассовая доля нерастворимого в воде остатка, %, не более0,15Массовая доля сульфатов в пересчете на сульфат-ион, %, не болееНе нормируется

2) Закачка первого разделителя для предотвращения реагирования закачиваемых веществ при спуске по насосно-компрессорным трубам - 1%-ного раствора щелочного раствора Ca(ОН)2, в объеме, равном объему насосно-компрессорных труб. В качестве разделителя также можно использовать 1%-ный раствор гидрооксида натрия NaOH. NaOH помимо разделения хлористого кальция и силиката натрия при закачке в пласт способствует повышению эффективности вытеснения нефти.

3) Закачка 40-50%-ного силиката натрия (стандартного жидкого стекла с плотностью 1,46-1,48 кг/м3 по ГОСТу 13078-81) в объеме 20% от перового объема.

В результате реакции с хлористым кальцием формируется образование геля кремниевой кислоты (гелеобразной массы), имеющей после осуществления операций способа высокую вязкость, водонепроницаемость и высоким допустимым градиентом давления.

Схема реакции:

Na2O·2SiO2+CaCl2+m·H2O→n·SiO2(m-1)Н2O+Са(ОН)2+2NaCl

Характеристики силиката натрия жидкого:Наименование показателяЕд. измДиапазон возможных значенийНизкомодульноеСтандартноеВысокомодульноеСиликатный модуль2,4-2,62,8-3,03,1-3,3Плотностькг/м31,48-1,521,46-1,481,41-1,43Массовая доля двуокиси кремния (SiO2)%29,00-31,0029,00-33,0029,50-32,00Массовая доля окиси натрия (Na2O)%11,50-13,5011,10-12,309,50-11,0

4) Закачка второго разделителя - 0,1%-ного раствора ПАВ, например, сульфонола, в объеме, равном трем объемам насосно-компрессорных труб. Отбеленный сульфонол и сульфонол-порошок предназначены для использования в качестве поверхностно-активного вещества в синтетических моющих средствах. Технический сульфонол предназначен для использования в нефтегазодобывающей промышленности для увеличения отдачи пластов, а также в других отраслях промышленности в качестве поверхностно-активного вещества. Может быть использован сульфонол-порошок отбеленный по ТУ 07510508.135-98 с содержанием основного вещества (алкилбензолсульфаната натрия) до 90%.

В качестве ПАВ могут быть также использованы Синтанол, АФ12, АФ9 и др.

5) Закачка отвердителя - газообразной двуокиси углерода в объеме 10% от объема оторочки. При взаимодействии с газообразной двуокисью углерода отверждение с образованием гелеобразной массы с твердыми включениями связано с образованием геля кремниевой кислоты, соды и гидросиликата натрия по схеме:

Na2O·nSiO2+CO2+H2O→2Na2O·mSiO2ag+SiO2ag+Na2CO3

После необходимой выдержки, определяемой исходя из объемов поданных реагентов, скважину подключают к системе поддержания пластового давления.

Двуокись углерода широко применяется для создания защитной среды при сварке металлов, для пищевых целей в производстве газированных напитков, сухого льда, для охлаждения, замораживания и хранения пищевых продуктов при прямом и косвенном контакте с ними; для сушки литейных форм; для пожаротушения и других целей во всех отраслях промышленности. Газообразная двуокись углерода - газ без цвета и запаха при температуре 20°С и давлении 101,3 кПа (760 мм рт.ст.), плотность - 1,839 кг/м3.

Допустимый градиент давления отвержденного геля достигает 2,6 МПа/м. Полученная гелеобразная масса устойчива к кислотам, но не устойчива в щелочных растворах. Поэтому для растворения отвержденной гелеобразной массы с твердыми включениями достаточно подать в продуктивный пласт щелочь, например КОН с концентрацией 40-50%. Это позволяет активно управлять свойствами полученной гелеобразной массы, а также по мере необходимости разрушать и удалять ее или продавливать более глубоко в пласт.

Концентрация силиката натрия принята в пределах от 40 до 50%, исходя из данных таблицы.

Концентрация силиката натрия, %394044485051Допустимый градиент давления гелеобразной массы, МПа/м1,31,92,02,22,62,6

Нижний предел (40%) концентрации силиката натрия принят из условия минимально эффективного допустимого градиента давления гелеобразной массы. Верхний предел (50%) концентрации силиката натрия принят из-за отсутствия повышения допустимого градиента давления гелеобразной массы.

Пример 1.

В способе разработки нефтяных месторождений, включающем заводнение, закачку в пласт гелеобразующего раствора силиката натрия, раствора поверхностно-активного вещества ПАВ, выдержку с последующим заводнением и вытеснением нефти, осуществляют закачку сначала 9%-ного водного раствора хлористого кальция в объеме 10% от порового объема, затем первого разделителя - 1%-ного раствора гидроксида кальция в объеме, равном объему насосно-компрессорных труб НКТ, затем водного раствора силиката натрия 40%-ного в объеме 20% от порового объема, затем водного раствора ПАВ - сульфонола 0,1%-ного в качестве второго разделителя в объеме, равном трем объемам НКТ, а затем газообразной двуокиси углерода в объеме 10% от объема указанного раствора силиката натрия.

Пример 2.

В способе разработки нефтяных месторождений, включающем заводнение, закачку в пласт гелеобразующего раствора силиката натрия, раствора поверхностно-активного вещества ПАВ, выдержку с последующим заводнением и вытеснением нефти, осуществляют закачку сначала 9%-ного водного раствора хлористого кальция в объеме 10% от порового объема, затем первого разделителя - 1%-ного раствора гидроксида натрия в объеме, равном объему насосно-компрессорных труб НКТ, затем водного раствора силиката натрия 50%-ного в объеме 20% от порового объема, затем водного раствора ПАВ - Синтанола 0,1%-ного в качестве второго разделителя в объеме, равном трем объемам НКТ, а затем газообразной двуокиси углерода в объеме 10% от объема указанного раствора силиката натрия. В указанный раствор силиката натрия дополнительно вводят уксусную кислоту в количестве 0,25% от его объема.

Применение предлагаемого способа разработки нефтяных месторождений обеспечивает следующие преимущества:

- позволяет повысить допустимый градиент давления полученной в продуктивном пласте гелеобразной массы;

- дает возможность управлять свойствами гелеобразной массы вплоть до разрушения и удаления из продуктивного пласта путем закачки щелочи;

- снижение затрат на добычу остаточной нефти в обводненных продуктивных пластах.

Похожие патенты RU2301327C1

название год авторы номер документа
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 2005
  • Слюсарев Николай Иванович
  • Мозер Сергей Петрович
  • Ибраев Ринат Ахмадуллович
RU2300628C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 1999
  • Алтунина Л.К.
  • Кувшинов В.А.
  • Стасьева Л.А.
RU2168618C2
СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА 2014
  • Сергеев Виталий Вячеславович
RU2583104C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 2001
  • Манырин В.Н.
  • Манырин В.Н.
  • Позднышев Г.Н.
  • Сивакова Т.Г.
RU2266399C2
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ЗАВОДНЕНИЕМ 1996
  • Алмаев Р.Х.
  • Базекина Л.В.
  • Сафонов Е.Н.
  • Плотников И.Г.
  • Асмоловский В.С.
  • Парамонов С.В.
  • Габдрахманов А.Г.
RU2127358C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 1997
  • Вердеревский Ю.Л.
  • Залалиев М.И.
  • Головко С.Н.
  • Арефьев Ю.Н.
RU2127802C1
СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ ПРОФИЛЯ ПРИЕМИСТОСТИ НАГНЕТАТЕЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ (ВАРИАНТЫ) 2009
  • Хисамов Раис Салихович
  • Ибатуллин Равиль Рустамович
  • Ганеева Зильфира Мунаваровна
  • Хисаметдинов Марат Ракипович
  • Рахматулина Миннури Нажибовна
  • Абросимова Наталья Николаевна
  • Яхина Ольга Александровна
  • Михайлов Андрей Валерьевич
RU2398958C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ПРОНИЦАЕМОСТНО-НЕОДНОРОДНЫХ КАРБОНАТНЫХ ТРЕЩИНОВАТО-КАВЕРНОЗНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ 2004
  • Тазиев Марат Миргазиянович
  • Чукашев Виктор Николаевич
  • Телин Алесей Герольдович
  • Малюшова Мария Петровна
  • Вахитов Мидхат Файзурахманович
RU2276257C2
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МНОГОПЛАСТОВОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 2006
  • Сулаева Татьяна Викторовна
  • Прасс Лембит Виллемович
  • Медведева Татьяна Васильевна
RU2314414C1
СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА 2014
  • Андреев Вадим Евгеньевич
  • Дубинский Геннадий Семенович
  • Котенев Юрий Алексеевич
  • Пташко Олег Анатольевич
  • Хузин Ринат Раисович
RU2566344C1

Реферат патента 2007 года СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторождений заводнением путем селективной изоляции промытых высокопроницаемых зон продуктивного пласта. Техническим результатом изобретения является повышение допустимого градиента давления гелеобразной массы, полученной в продуктивном пласте и создание возможности управления ее свойствами. В способе разработки нефтяных месторождений, включающем заводнение, изоляцию промытых высокопроницаемых зон пласта закачкой в пласт раствора силиката натрия, раствора поверхностно-активного вещества ПАВ с выдержкой, последующее заводнение и вытеснение нефти, осуществляют закачку сначала 9%-ного раствора хлористого кальция в объеме 10% от перового объема, затем - первого разделителя - 1%-ного раствора гидроксида кальция или гидроксида натрия в объеме, равном объему насосно-компрессорных труб НКТ, затем - раствора силиката натрия 40-50%-ного в объеме 20% от порового объема, затем - раствора ПАВ 0,1%-ного в качестве второго разделителя в объеме, равном трем объемам НКТ, а затем - газообразной двуокиси углерода в объеме 10% от объема указанного раствора силиката натрия. В указанный раствор силиката натрия дополнительно могут вводить уксусную кислоту в количестве 0,25% от его объема. 1 з.п. ф-лы, 3 табл.

Формула изобретения RU 2 301 327 C1

1. Способ разработки нефтяных месторождений, включающий заводнение, изоляцию промытых высокопроницаемых зон пласта закачкой в пласт раствора силиката натрия, раствора поверхностно-активного вещества ПАВ с выдержкой, последующее заводнение и вытеснение нефти, отличающийся тем, что осуществляют закачку сначала 9%-ного раствора хлористого кальция в объеме 10% от порового объема, затем первого разделителя 1%-ного раствора гидроксида кальция или гидроксида натрия в объеме, равном объему насосно-компрессорных труб НКТ, затем раствора силиката натрия 40-50%-ного в объеме 20% от порового объема, затем раствора ПАВ 0,1%-ного в качестве второго разделителя в объеме, равном трем объемам НКТ, а затем газообразной двуокиси углерода в объеме 10% от объема указанного раствора силиката натрия2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в указанный раствор силиката натрия дополнительно вводят уксусную кислоту в количестве 0,25% от его объема.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2007 года RU2301327C1

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 2001
  • Манырин В.Н.
  • Манырин В.Н.
  • Позднышев Г.Н.
  • Сивакова Т.Г.
RU2266399C2
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 1997
  • Вердеревский Ю.Л.
  • Залалиев М.И.
  • Головко С.Н.
  • Арефьев Ю.Н.
RU2127802C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ С НЕОДНОРОДНЫМИ ПО ПРОНИЦАЕМОСТИ ГЛИНОСОДЕРЖАЩИМИ КОЛЛЕКТОРАМИ 1992
  • Хавкин А.Я.
  • Юсупова З.С.
  • Балакин В.В.
  • Гержа Л.И.
  • Абрукина Л.Н.
  • Куракина Н.М.
RU2074956C1
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКА ПЛАСТОВЫХ ВОД 1996
  • Мазаев В.В.
  • Гусев С.В.
  • Коваль Я.Г.
  • Шпуров И.В.
  • Абатуров С.В.
  • Ручкин А.А.
RU2114991C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 2001
  • Шарифуллин Ф.А.
RU2204016C1
US 3882938 А, 13.05.1975.

RU 2 301 327 C1

Авторы

Слюсарев Николай Иванович

Мозер Сергей Петрович

Ибраев Ринат Ахмадуллович

Даты

2007-06-20Публикация

2006-02-02Подача