Способ интенсификации добычи нефти из плотного и слабопроницаемого пласта Российский патент 2022 года по МПК E21B43/26 C09K8/64 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам повышения нефтеотдачи пластов за счет изменения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) плотного и слабопроницаемого пласта (в том числе пласта с битуминозной нефтью) в межскважинном пространстве при помощи стимулирующих компонентов и гидроразрыва пласта (ГРП).

Известен способ разработки нефтяного месторождения (патент RU № 2276256, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.05.2006 Бюл. № 13), включающий закачку через нагнетательные скважины ацетатного буфера, 50%-ного раствора перекиси водорода, раствора катализатора - марганца, разложение перекиси водорода в пласте с выделением тепла с последующей закачкой воды и подъем нефти по эксплуатационным скважинам, причем используют в качестве ацетатного буфера 5%-ный раствор уксусной кислоты и ее натриевой соли - СН₃СООН+СН₃COONa, раствор указанного катализатора 5%-ный, осуществляют закачку указанного буфера в объеме 0,1 порового объема до закачки указанного раствора перекиси водорода в объеме 0,2 порового объема и после него - в объеме, равном двум объемам насосно-компрессорных труб, затем закачку указанного раствора катализатора в объеме 0,013 порового объема.

Недостатками данного способа являются узкая область применения из-за возможности закачки только в пласты с высокой проницаемостью (достаточной для закачки вязкого полимера) и невозможности расширить область воздействия на призабойную зону пласта, только до того места куда возможно продавить композиции, невозможность вывода тяжелых фракций нефти (например, битум, кероген и т.п.) из призабойной и межскважинной зоны пласта из-за относительно низкой температуры (не выше температуры пласта) и сложность реализации из-за необходимости контроля соотношения компонентов, то есть значительно повышается вероятность неуспеха реализации способа из-за «человеческого фактора» (ошибки).

Наиболее близким по технической сущности является способ добычи высоковязкой нефти из карбонатных коллекторов (патент RU № 2349743, МПК Е21В 43/22, опубл. 20.03.2009 Бюл. № 8), включающий бурение нагнетательных и добывающих скважин с поверхности по определенной сетке, монтаж в них насосно-компрессорных труб, нагнетание вытесняющего агента и отбор нефти по добывающим скважинам, причем перед нагнетанием вытесняющего агента в карбонатный коллектор закачивают насыщенный водный раствор нашатыря в объеме 0,08 порового объема, затем буферную жидкость - 5%-ный раствор хлорида натрия в объеме, равном 2-3 м по высоте насосно-компрессорных труб, после чего подают 35-40%-ный водный раствор формалина в объеме 0,07 порового объема, после него нагнетают раствор катализатора - гидроксида натрия или гидроксида калия в размере 7% от объема предварительно поданной жидкости, который продавливают в коллектор с помощью ацетатного буфера в объеме, равном 2-3 м по высоте насосно-компрессорных труб, затем подают 30%-ную перекись водорода в объеме 0,1 порового объема, ацетатный буфер в объеме, равном 2-3 м по высоте насосно-компрессорных труб, затем 5%-ный раствор марганца в качестве катализатора перекиси водорода, нагнетаемый в пласт вытесняющим агентом, подаваемым в объеме, равном одному объему насосно-компрессорных труб, выдерживают и возобновляют нагнетание вытесняющего агента с одновременным отбором нефти по добывающим скважинам.

Недостатками данного способа являются узкая область применения из-за невозможности расширить область воздействия на призабойную зону пласта, только до того места куда возможно продавить композиции, невозможность вывода тяжелых фракций нефти (например, битум, кероген и т.п.) из призабойной и межскважинной зоны пласта из-за относительно низкой температуры (не выше температуры пласта) и сложность реализации из-за необходимости контроля соотношения компонентов, то есть значительно повышается вероятность неуспеха реализации способа из-за «человеческого фактора» (ошибки).

Технической задачей предполагаемого изобретения является создание способа интенсификации добычи нефти из плотного и слабопроницаемого пласта, позволяющего расширить область применения за счет увеличения охвата при помощи ГРП воздействия на межскважинную зону пласта, обеспечение вывода из призабоной зоны пласта тяжелых фракций нефти (например, битум, кероген и т.п.) за счет вытеснения водородом и прогрева межскважинной и призабойной зон до температуры как минимум до 60º для увеличения их текучести, уменьшения вязкости пластовых углеводородов, а также упростить применение за счет малого количества ингредиентов и более широкого допустимого интервала парциального смешения, что значительно уменьшает влияние «человеческого фактора».

Техническая задача решается способом интенсификации добычи нефти из плотного и слабопроницаемого пласта, включающим строительство добывающих и нагнетательных скважин по заданной схеме в продуктивный пласт, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины для поддержания пластового давления и отбор продукции пласта из добывающих скважин, через выбранную скважину для увеличения фильтрационно-емкостных свойств призабойной и межскважинной зон осуществляют закачку жидкости с натрийсодержащими элементами в пласт с выделением продуктов химической реакции.

Новым является то, что производят гидроразрыв пласта с получением трещин, в которые закачивают расклинивающий агент, а жидкость с натрийсодержащими элементами используют в качестве жидкости разрыва в виде суспензии, состоящей из жидкой химически нейтральной основы без содержания воды и 0,5 - 10 % металлического натрия, измельчённого до нанодисперсного состояния, при этом основным продуктом реакции натрия с последующей закаченной или пластовой водой является водород, образующийся при реакции с выделением теплоты для прогрева призабойной зоны пласта как минимум до 60°.

Новым является также то, что после закачки жидкости разрыва в скважину спускают насос на колонне труб, снаружи которых закачивают воду, а продукты после реакции водорода с продукцией пласта насосом периодически отбирают на поверхность.

Способ интенсификации добычи нефти из плотного и слабопроницаемого пласта включает строительство добывающих и нагнетательных скважин по заданной схеме (сетке скважин) в продуктивный пласт, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины для поддержания пластового давления и отбор продукции пласта из добывающих скважин. Сетку скважин (схему расположения скважин), методы закачки вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбора продукции из добывающих скважин определяют специалисты-технологи, исходя из свойств пласта, которые определяют благодаря геофизическим исследованиям и анализом работы скважин. Авторы на это не претендуют.

При работе плотном и слабопроницаемом пласте (например, в доманикаковых отложениях, при добыче битуминозной нефти и/или т.п.) очень сложно проводить работы по нагнетанию вытесняющего агента (воды, горячей воды, воды с реагентами, пара и/или. т.п.) из-за низкой проницаемости продуктивного пласта. Выбирают скважину для проведения технологических операций. Обычно выбирают скважину, в призабоной зоне пласта которой проницаемость в 1,5 и более раз меньше от средней по пласту. Для улучшения (увеличения) ФЕС призабойной и межскважинной зон пласта выбранной скважины предлагается проведение ряда технологических операций при помощи ГРП с получением трещин, в которые закачивают расклинивающий агент (проппант, кварцевый песок и/или т.п.), а жидкость с натрийсодержащими элементами используют в качестве жидкости разрыва в виде суспензии, состоящей из жидкой химически нейтральной основы без содержания воды и 0,5 – 10 % металлического натрия, измельчённого до нанодисперсного состояния. Расклинивающий агент позволяет удерживать полученные при ГРП трещины в открытом состоянии, исключая их «схлопывание» после снятия давления и увеличивая проницаемость пласта в районе этих трещин.

Причем металлический натрий для закачки в пласт дробят до нанодисперсного состояния на специальных установках (такие технологии существуют и авторы на них не претендуют), в нейтральной среде (например, глицерин, трансформаторное масло и др.) и упаковывается в весовые герметичные пакеты для доставки в район выбранной скважины для проведения предлагаемых технологических операций.

Перед закачкой жидкости разрыва в жидкую химически нейтральную основу без содержания воды (например, глицерин, трансформаторное масло, легкие фракции нефти и/или т.п.) добавляют из весовых пакетов 0,5 – 10 % раздробленного металлического натрия, перемешивая в смесителях (например, патенты RU №№ 2535863, 2414283, 2158627, 2578689 или. т.п.) до состояния равномерной эмульсии. Из практики натурных испытаний менее 0,5 % натрия в жидкости разрыва использовать не рекомендуется, так как резко снижается эффективность воздействия на ФЕС призабойной и межскважинной зон пласта и невозможно достигнуть 60ºС в призабоной зоне пласта, а выше 10 % - значительно увеличивает материальные затраты (несмотря на то, что сам натрий является распространённым и недорогим химическим элементом), а эффективность растет незначительно, так как температурный максимум ограничен температурой кипения пластовой воды (например, 144 ºС при пластовом давлении 0,4 МПа). Большой разброс параметров (0,5 – 10 % % натрия в жидкости) позволяет легко добиться такого соотношения, даже не смотря на «человеческий фактор»: предполагается добиться соотношения 5 – 6 % натрия в жидкости разрыва, при небольших ошибках в развесовке во время смешивания параметры все равно остаются в допустимых пределах.

При этом натрий взаимодействует с водой, находящейся в пласте, а при недостатке ее (определяется анализом кернов из этого пласта) с закаченной после закачки жидкости разрыва. В результате происходит химическая реакция:

2Na + 2H₂O → 2NaOH + H₂↑ + 168 кДж [1]

Активный водород, имея очень маленькие размеры, легко проникает в поры коллектора пласта, а повышение температуры до 60 ºС и более, выделяемой при этой химической реакции, увеличивает объем газа в порах и делает более текучими все нефтяные фракции (особенно тяжелые). При этом при температуре 60 ºС и более начинается преобразовываться керогена в жидкую фазу (60 ºС – начальная температура нефтяного «окна»), вязкость парафинов и асфальтенов резко снижается (при 60 ºС: 35 – 45 мПа⋅с и 48 – 55 мПа⋅с соответственно). При этом ионы NaOH снижают межфазное натяжение за счет активации ароматических соединений, что способствует их гидрированию. Для парафинов и асфальтенов (тяжелых фракций нефти) это процесс может идти по сульфидным мостикам, что приведет к снижению их молекулярной массы:

В результате поры освобождаются от тяжелых фракций нефти, а трещины с расклинивающим агентом увеличивают проницаемость, увеличивая ФЕС призабойной и межскважинной зон пласта.

Для ускорения очистки призабойной и межскважинной зон пласта от тяжелых фракций после закачки жидкости разрыва в скважину спускают насос на колонне труб, снаружи которых закачивают воду в пласт, а продукты после реакции водорода с продукцией пласта насосом периодически отбирают на поверхность до получения температуры 60 ºС и более. Это позволяет ускорить процесс реакции натрия и воды и прогрева в призабойной и межскважинной зон пласта с 5 – 7 дней до 1 – 2 дней, то есть практически более чем в 3 раза. При этом ФЕС (судя по проницаемости) призабойной и межскважинной зон пласта увеличивается практически в 3 – 5 раз. После чего скважину опять запускают в работу в качестве нагнетательной или добывающей.

Предполагаемый способ интенсификации добычи нефти из плотного и слабопроницаемого пласта позволяет расширить область применения за счет увеличения охвата при помощи ГРП воздействия на межскважинную зону пласта, обеспечить вывод из призабоной зоны пласта тяжелых фракций нефти (например, битум, кероген и т.п.) за счет вытеснения водородом и прогрева межскважинной и призабойной зон до температуры как минимум до 60º для увеличения их текучести, уменьшения вязкости пластовых углеводородов, а также упростить применение за счет малого количества ингредиентов и более широкого допустимого интервала парциального смешения, что значительно уменьшает влияние «человеческого фактора».

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам повышения нефтеотдачи пластов за счет изменения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) плотного и слабопроницаемого пласта (в том числе пласта с битуминозной нефтью) в межскважинном пространстве. Техническим результатом является создание способа интенсификации добычи нефти из плотного и слабопроницаемого пласта, позволяющего расширить область применения за счет увеличения охвата при помощи ГРП воздействия на межскважинную зону пласта, обеспечение вывода из призабойной зоны пласта тяжелых фракций нефти. Предложен способ интенсификации добычи нефти из плотного и слабопроницаемого пласта, включающий строительство добывающих и нагнетательных скважин по заданной схеме в продуктивный пласт, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины для поддержания пластового давления и отбор продукции пласта из добывающих скважин. Через выбранную скважину для увеличения фильтрационно-емкостных свойств призабойной и межскважинной зон осуществляют закачку жидкости с натрийсодержащими элементами в пласт с выделением продуктов химической реакции. При этом жидкость с натрийсодержащими элементами используют в качестве жидкости разрыва для гидроразрыва пласта с получением трещин, в которые закачивают расклинивающий агент. Причем жидкость с натрийсодержащими элементами представляет собой суспензию, состоящую из жидкой химически нейтральной основы без содержания воды и 0,5-10 % металлического натрия, измельчённого до нанодисперсного состояния. При этом основным продуктом реакции натрия с последующей закаченной или пластовой водой является водород, образующийся при реакции с выделением теплоты для прогрева призабойной зоны пласта как минимум до 60°. 1 з.п. ф-лы.

1. Способ интенсификации добычи нефти из плотного и слабопроницаемого пласта, включающий строительство добывающих и нагнетательных скважин по заданной схеме в продуктивный пласт, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины для поддержания пластового давления и отбор продукции пласта из добывающих скважин, через выбранную скважину для увеличения фильтрационно-емкостных свойств призабойной и межскважинной зон осуществляют закачку жидкости с натрийсодержащими элементами в пласт с выделением продуктов химической реакции, отличающийся тем, что производят гидроразрыв пласта с получением трещин, в которые закачивают расклинивающий агент, а жидкость с натрийсодержащими элементами используют в качестве жидкости разрыва в виде суспензии, состоящей из жидкой химически нейтральной основы без содержания воды и 0,5-10% металлического натрия, измельчённого до нанодисперсного состояния, при этом основным продуктом реакции натрия с последующей закаченной или пластовой водой является водород, образующийся при реакции с выделением теплоты для прогрева призабойной зоны пласта как минимум до 60°С.

2. Способ интенсификации добычи нефти из плотного и слабопроницаемого пласта по п. 1, отличающийся тем, что после закачки жидкости разрыва в скважину спускают насос на колонне труб, снаружи которых закачивают воду, а продукты после реакции водорода с продукцией пласта насосом периодически отбирают на поверхность.