Способ разработки нефтяной залежи Российский патент 2024 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи с нефтью повышенной вязкости в карбонатном или терригенном коллекторе.

Известен способ разработки нефти в карбонатных коллекторах (патент RU 1816034, E21B 43/24, опубл. 10.10.1995), по которому отбор нефти из добывающей скважины производят до падения давления в залежи не ниже давления насыщения нефти газами и давления смесимости нефти с диоксидом углерода. Затем закачивают в нагнетательную скважину кислородсодержащий газ для создания временных очагов горения для получения диоксида углерода до подъема давления в зоне горения. Операцию повторяют до равномерного выравнивания давления не выше давления закачки кислородсодержащего газа и возобновляют добычу нефти из добывающей скважины.

Известен способ доразработки истощенных залежей природных углеводородов (патент RU №2514078, МПК E21B 43/16, опубл. 27.04.2014. в бюл №12), по которому в нагнетательную скважину закачивают рабочий агент, содержащий диоксид углерода, используемого частично для получения газа на основе каталитической реакции, а также доизвлечения оставшихся в пласте природных углеводородов. Рабочий агент закачивают до достижения заданного давления, при котором добывают из добывающей скважины пластовые флюиды, в том числе содержащие нефть.

Недостатком является низкая эффективность применения в терригенных коллекторах на месторождениях Юго-Востока Татарстана, связанная с геологическими особенностями строения, в частности, девонских отложений, содержащие компоненты, способные к выпадению в виде асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО). Закачка диоксида углерода дополнительно способствует образованию компонентов АСПО.

Известен способ извлечения нефти (патент US №9267364, МПК E21B 43/16, C09K8/594 опубл. 23.02.2016), включающий выполнение одного или более циклов извлечения нефти из нефтеносного пласта путем закачки в нагнетательную скважину жидкого диоксида углерода в условиях, обеспечивающих поток сверхкритического диоксида углерода (СК-CO2), закачку в поток (СК-CO2) потока поверхностно-активного вещества (ПАВ), где они образуют смесь и формирование эмульсии данной смеси в воде внутри нефтеносного пласта для контроля подвижности СК-CO2 в нефтеносном пласте и извлечение нефти из добывающей скважины.

Известен способ увеличения нефтеотдачи (патент US №4609043, МПК C09K8/588, 8/594, E21B 43/16,опубл. 02.09.1986), в котором диоксид углерода закачивается в нагнетательную скважину при сверхкритических условиях для того, чтобы действовать в качестве растворителя для нефти. Подвижность диоксида углерода контролируется с использованием растворенного полимера, растворимость которого повышается за счет использования азеотропообразователя, включающего полярное органическое соединение, такое как спирт или гликоль.

Известен способ повышения нефтеотдачи из нефтеносного пласта (патент US №3841406, МПК E21B 43/16,опубл. 15.10.1974), по которому сначала закачивают метан или другой газ для увеличения пластового давления, затем закачивают диоксид углерода, затем скважину останавливают на выдержку, после чего продолжается добыча нефти из этой же скважины.

Известен способ газоциклической закачки жидкого диоксида углерода и извлечения нефти из нефтеносного пласта при использовании одной скважины (патент US №4617993, МПК E21B 43/16, опубл. 21.10.1986), с помощью процедуры циклической закачки жидкого диоксида углерода, включающей закачку диоксида углерода в скважину с последующим периодом пропитки, с последующей добычей нефти. Сразу после закачки оторочки диоксида углерода и перед стадиями пропитки и добычи для растворения фракции сырой нефти с высокой молекулярной массой, остающейся в проточных каналах пласта, вводят в пласт заданное количество углеводорода (такого как сырая легкая нефть, лигроин, керосин, бензин или ароматический растворитель).

В способах по патентам US №9267364, US №4609043, US №3841406, US №4617993 закачивают рабочие агенты в нефтяную скважину и затем после пропитки в течение заранее определенного периода времени добывают нефть из той же нефтяной скважины. Закачку жидкого диоксида углерода в нефтяную скважину и извлечение нефти из нее производят при температуре и давлении, не достигающих критических параметров, при которых диоксид углерода превращается в сверхкритический флюид (СК-CO2), способный растворять органические вещества, в том числе фракции пластовой нефти с высокой молекулярной массой, содержащиеся в высоковязкой добываемой нефти, что позволит увеличить добычу трудноизвлекаемой нефти.

Учитывая, что закачка производится в добывающую скважину, снижается площадь охвата воздействием, т.к. продолжительность жизни СК-CO2 в пласте не высокая. Охвату подвергается близколежащая зона от забоя скважины.

Наиболее близким является способ разработки нефтяного пласта (патент SU №1277666, Е21В 43/22 опубл. 27.11.1999), включающий чередующую закачку диоксида углерода и воды через нагнетательные скважины в пласт, контроль содержание диоксида углерода в составе попутного газа на добывающих скважинах, определение предельного значения концентрации диоксида углерода в составе попутного газа из добывающих скважин по формуле:

Cп = R/[R + G ⋅ (1 - C) ⋅ (1 - fв)],

R = Rн ⋅ (1 - fв) + Rвfв,

где Cп - предельная концентрация диоксида углерода в попутном газе, мас. %;

R - суммарная растворимость диоксидом углерода, доля единицы;

G - газовый фактор в нефти, полностью насыщенной диоксидом углерода, мас. %;

С - концентрация диоксида углерода в газе, выделившемся из нефти после полного насыщения ее диоксидом углерода, мас. %;

fв - обводненность добываемой продукции, доля единицы;

Rн, Rв - растворимость диоксида углерода в нефти и воде, мас. %.

По достижении концентрации двуокиси углерода предельного значения переходят на закачку воды.

Недостатками данного способа являются:

- низкая эффективность способа, связанная с отключением добывающих скважин при достижении в них предельной концентрации диоксида углерода в попутном газе (Cп), приведет к снижению коэффициента нефтеизвлечения на участке воздействия. Отключенные добывающие скважины длительное время невозможно запустить в работу, даже после переключения нагнетательной скважины под закачку воды, в связи с продвижением ранее закачанного в пласт фронта диоксида углерода, и отсутствия снижения содержания диоксида углерода до момента достижения фронта воды добывающих скважин;

- переменная закачка воды снижает эффективность воздействия диоксидом углерода, особенно на залежах с высоковязкой нефтью, т.к. диоксид углерод снижает вязкость, а вода приводит к прежним пластовым условиям, в результате чего снижается площадь охвата воздействием.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности способа за счет увеличения охвата пласта воздействием и повышение коэффициента нефтеизвлечения нефтяного пласта.

Технический результат достигается способом разработки нефтяной залежи, включающим закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин.

Новым является то, что предварительно выбирают участок залежи с добывающими и нагнетательными скважинами, расположенными друг от друга на расстоянии не более 350 м, в соотношении нагнетательных скважин к добывающим скважинам 1:4 и более соответственно, определяют перфорированную толщину продуктивного пласта, далее останавливают одну из нагнетательных скважин участка залежи и в нее осуществляют закачку рабочего агента, в качестве рабочего агента применяют пенную систему, состоящую из диоксида углерода и наночастиц диоксида титана, при следующем объемном соотношении компонентов наночастиц диоксида титана к диоксиду углерода 1:5 соответственно, в объеме 6 м³ на 1 м перфорированной толщины продуктивного пласта, при давлении, не превышающем максимально допустимое давление на пласт, затем нагнетательную скважину запускают в работу, операции по остановке нагнетательной скважины и закачке рабочего агента повторяют во всех нагнетательных скважинах на участке залежи.

Способ реализуется при использовании следующих компонентов:

-наночастицы диоксида титана представляют собой частицы диоксида титана (TiO2) диаметром менее 100 нм, выпускаемые по патенту RU № 2588536, МПК C01G 23/047, B22F 9/14, B82B 3/00, B82Y 30/00, B01J 21/06, опубл. 27.06.2016 г. в бюл. № 18,

-диоксид углерода – выпускаемый по ГОСТ 8050-85. Двуокись углерода газообразная и жидкая. Технические условия.

Сущность способа состоит в следующем.

Предварительно выбирают участок залежи с добывающими и нагнетательными скважинами, расположенными друг от друга на расстоянии не более 350 м, в соотношении нагнетательных скважин к добывающим скважинам 1:4 и более соответственно. Расстояние между нагнетательной и добывающей скважиной не более 350 м обеспечивает гидродинамическую связь в пласте между скважинами. Наличие добывающих скважин четыре и более на одну нагнетательную увеличивает рентабельность способа, и окупает его.

Определяют перфорированную толщину продуктивного пласта.

Далее останавливают одну из нагнетательных скважин участка залежи и в нее осуществляют закачку рабочего агента. В качестве рабочего агента применяют пенную систему, состоящую из диоксида углерода и наночастиц диоксида титана, при следующем объемном соотношении компонентов наночастиц диоксида титана к диоксиду углерода 1:5 соответственно, в объеме 6 м³ на 1 м перфорированной толщины продуктивного пласта, при давлении, не превышающем максимально допустимое давление на пласт.

Закачиваемый рабочий агент обладает дилатансией (изменением объема при сдвиговой деформации). Наночастицы диоксида титана в составе рабочего агента увеличивают энергию адгезии на границе раздела фаз рабочего агента и среды пласта, препятствующая достижению предельного (длительного) дезагрегирования частиц рабочий агент. Пенная система, полученная при найденном соотношении компонентов, обладает агрегативной и структурной устойчивостью в динамических условиях продуктивного пласта в течение длительного времени (до одного года). Кроме того, наночастицы диоксида титана в пенной системе способствуют повышению теплопроводности диоксида углерода и быстрому снижению вязкости нефти. Происходит снижение вязкости углеводородного флюида, изменяется структура поверхностного натяжения на границе раздела нефть-вода, что увеличивает вытесняющие способности пенной системы, повышается коэффициент нефтеизвлечения нефтяного пласта и увеличивается охват пласта воздействием.

Затем нагнетательную скважину запускают в работу.

Операции по остановке нагнетательной скважины и закачке рабочего агента повторяют во всех нагнетательных скважинах на участке залежи.

Производят отбор добываемой продукции из добывающих скважин.

Примеры практического применения способа.

Предварительно выбирали участок залежи с добывающими (9 шт.) и нагнетательными (2 шт.) скважинами, расположенными друг от друга на расстоянии не более 350 м, в соотношении нагнетательных скважин к добывающим скважинам 1:4 и более соответственно.

Определили перфорированную толщину продуктивного пласта 3,2 м.

Далее остановили одну из нагнетательных скважин участка залежи и в нее закачали рабочий агент. В качестве рабочего агента применили пенную систему, состоящую из диоксида углерода и наночастиц диоксида титана, при следующем объемном соотношении компонентов наночастиц диоксида титана к диоксиду углерода 1:5 соответственно, в объеме 19,2 м³, при давлении 7,5 МПа, не превышающем максимально допустимое давление на пласт.

Затем нагнетательную скважину запустили в работу.

Далее остановили вторую нагнетательную скважину на участке залежи и в нее закачали рабочий агент в объеме 19,2 м³, при давлении 7,5 МПа, не превышающем максимально допустимое давление на пласт.

Затем нагнетательную скважину запустили в работу.

Произвели отбор добываемой продукции из добывающих скважин в объеме 32,5 т/сут.

Таким образом, предлагаемый способ разработки нефтяной залежи повышает эффективность за счет увеличения охвата пласта воздействием и повышение коэффициента нефтеизвлечения нефтяного пласта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи с нефтью повышенной вязкости в карбонатном или терригенном коллекторе. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности способа за счет увеличения охвата пласта воздействием и повышение коэффициента нефтеизвлечения нефтяного пласта. Предложен способ разработки нефтяной залежи, который включает закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин, причем предварительно выбирают участок залежи с добывающими и нагнетательными скважинами, расположенными друг от друга на расстоянии не более 350 м, в соотношении нагнетательных скважин к добывающим скважинам 1:4 и более соответственно, определяют перфорированную толщину продуктивного пласта, далее останавливают одну из нагнетательных скважин участка залежи и в нее осуществляют закачку рабочего агента, в качестве рабочего агента применяют пенную систему, состоящую из диоксида углерода и наночастиц диоксида титана, при следующем объемном соотношении компонентов наночастиц диоксида титана к диоксиду углерода 1:5 соответственно, в объеме 6 м³ на 1 м перфорированной толщины продуктивного пласта, при давлении, не превышающем максимально допустимое давление на пласт, затем нагнетательную скважину запускают в работу, операции по остановке нагнетательной скважины и закачке рабочего агента повторяют во всех нагнетательных скважинах на участке залежи. Таким образом, предлагаемый способ разработки нефтяной залежи повышает эффективность за счет увеличения охвата пласта воздействием и повышение коэффициента нефтеизвлечения нефтяного пласта.

Способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин, отличающийся тем, что предварительно выбирают участок залежи с добывающими и нагнетательными скважинами, расположенными друг от друга на расстоянии не более 350 м, в соотношении нагнетательных скважин к добывающим скважинам 1:4 и более соответственно, определяют перфорированную толщину продуктивного пласта, далее останавливают одну из нагнетательных скважин участка залежи и в нее осуществляют закачку рабочего агента, в качестве рабочего агента применяют пенную систему, состоящую из диоксида углерода и наночастиц диоксида титана, при следующем объемном соотношении компонентов наночастиц диоксида титана к диоксиду углерода 1:5 соответственно, в объеме 6 м³ на 1 м перфорированной толщины продуктивного пласта, при давлении, не превышающем максимально допустимое давление на пласт, затем нагнетательную скважину запускают в работу, операции по остановке нагнетательной скважины и закачке рабочего агента повторяют во всех нагнетательных скважинах на участке залежи.