Способ разработки карбонатного коллектора Российский патент 2024 года по МПК E21B43/27 E21B43/22 C09K8/74 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, может найти применение при разработке залежи с нефтью повышенной вязкости в карбонатном коллекторе со сложным строением, а именно низкая проницаемость коллектора, наличие каверн.

Известен способ регулирования разработки нефтяного пласта (патент RU № 2191894, МПК E21B 43/22, опубл. 27.10.2002), включающий последовательно чередующуюся закачку в пласт водорастворимого полимера, водного раствора щелочи и водного раствора соли алюминия. В качестве щелочи используют водный раствор силиката натрия или щелочной сток производства капролактама 8,0-15,0%-ной концентрации, а в качестве соли алюминия - алюмосодержащий отход производства алкилирования бензола олефином 5,0-25,0%-ной концентрации, причем дополнительно проводят закачку буферной жидкости между закачками водорастворимого полимера, водного раствора щелочи и водного раствора соли алюминия.

Недостатком способа является небольшая глубина проникновения в пласт, что приводит к невысоким результатам повышения нефтеотдачи.

Известен способ регулирования процесса разработки нефтяных месторождений (патент RU №2257463, МПК E21B 43/22, опубл. 27.07.2005 в бюл. № 21), заключающийся в последовательно чередующейся закачке оторочек изолирующего состава в добывающую и/или нагнетательную скважины, при этом в качестве растворителя используют СФПК с концентрацией 5-20 мас. %, в качестве изолирующего состава используют тампонажные составы на основе кремнийорганических соединений или прямые и обратные эмульсионные растворы или др. В известном решении предусмотрены этапы блокировки высокопроницаемых интервалов пласта за счет применения изолирующего состава и последующего доотмыва пленочной нефти за счет закачки водных растворов щелочей и растворителя.

Недостатком известного способа является низкая эффективность, связанная с отсутствием нефтевытесняющей пачки, которая обеспечивает повышение коэффициента охвата пласта воздействием и выравнивание фронта вытеснения нефти рабочей жидкостью.

Наиболее близким является способ увеличения нефтеотдачи пластов (патент RU №2670808, МПК E21B 43/22, 43/27, C09K 8/584, 8/72, 8/92, опубл. 28.11.2018 в бюл. № 34), включающий закачку кислотного состава, содержащего соляную кислоту, уксусную кислоту, диэтиленгликоль, ингибитор коррозии и техническую воду. Закачку осуществляют через нагнетательную скважину или через блочную кустовую насосную станцию. При этом перед кислотным составом закачивают обратную эмульсию объемом 3-5 м³/м, далее кислотный состав объемом 2-3 м³/м, после осуществляют закачку высокостабильной прямой эмульсии с содержанием наночастиц двуокиси кремния объемом 3-7 м³/м с последующей продавкой жидкостью из системы поддержания пластового давления. При этом в качестве обратной эмульсии используют композицию следующего состава, % об.: дизельное топливо или подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 25-35, эмульгатор - 1,5-3, техническая вода - остальное. В качестве кислотного состава используют солянокислотный состав, содержащий, % об.: 30%-ную соляную кислоту - 50-63, уксусную кислоту - 1-3, диэтиленгликоль - 6-12, ингибитор коррозии - 1,5-2, техническую воду - остальное. В качестве высокостабильной прямой эмульсии используют композицию следующего состава, % об.: дизельное топливо или подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10-20, эмульгатор - 1-2,5, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 9 до 100 нанометров - 0,5-1,5, техническая вода - остальное.

Недостатком способа является низкая эффективность, связанная с отсутствием мероприятий на увеличение нефтеотдачи на карбонатном коллекторе с нефтью высокой вязкости, т.к. предлагаемое комплексное воздействие на пласт обеспечивает в основном растворение карбонатной породы, но не влияет на снижение вязкости нефти. При этом возникает риск закупоривания пласта и последующего снижения продуктивности в результате осаждения наночастиц кремния.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности способа разработки карбонатного коллектора путем увеличения коэффициента вытеснения нефти за счет комплексного воздействия на пласт, обеспечивающего растворение, смачиваемость карбонатной породы, снижение поверхностного натяжения на границе раздела фаз воды и нефти, стабильность при контакте с водой, закупоривание больших каналов, восполнение пластовой энергии, проникновение в низкопроницаемые нефтенасыщенные каналы, перераспределение трёх фаз: нефть-газ-вода.

Технический результат достигается способом разработки карбонатного коллектора, включающим закачку кислотного состава, содержащего водный раствор соляной кислоты, уксусную кислоту, диэтиленгликоль, ингибитор коррозии и техническую воду.

Новым является то, что предварительно выбирают участок залежи с нагнетательной скважиной и с как минимум одной реагирующей добывающей скважиной, определяют толщину перфорированного пласта, останавливают нагнетательную скважину, далее в реагирующую добывающую скважину производят закачку кислотного состава, состоящего из 15%-ного водного раствора соляной кислоты, уксусной кислоты, диэтиленгликоля, ингибитора коррозии КИ-1 и технической воды при следующем соотношении компонентов, мас. %: 15%-ный водный раствор соляной кислоты - 55, уксусной кислоты - 10, диэтиленгликоль - 15, ингибитор коррозии КИ-1 - 10 и техническая вода - 10, в объеме 17 м³ на 1 м перфорированного пласта, осуществляют технологическую выдержку 8-10 ч, далее в реагирующую добывающую скважину производят совместную закачку пенообразователя и азота, при этом объем пенообразователя составляет 19 м³ на 1 м толщины перфорированного пласта, объем жидкого азота - 26 м³ на 1 м толщины перфорированного пласта, продавливают пенообразователь и азот пластовой водой в объеме 10 м³ на 1 м толщины перфорированного пласта, затем осуществляют технологическую выдержку продолжительностью 4-5 ч, после чего запускают реагирующую добывающую и нагнетательную скважины.

Способ реализуется при использовании следующих компонентов:

- соляная кислота - выпускаемая по ГОСТ 857-95;

- уксусная кислота - выпускаемая по ГОСТ 61 - 75;

- диэтиленгликоль - выпускаемый по ГОСТ 10136 - 2019;

- ингибитор коррозии КИ-1, выпускаемый по ТУ 6-01-4689387-34-90. Ингибитор КИ-I представляет собой катионное поверхностно-активное вещество, действующим началом которого является катапин - продукт взаимодействия хлорметильных производных ароматических углеводородов с пиридином. В состав ингибитора КИ-I входит уротропин, повышающий защитные свойства и устойчивость ингибитора в агрессивных средах при температуре до 100°С. Ингибитор КИ-1 изготавливается в виде водного раствора;

- пенообразователь - готовят согласно патенту RU №2250364;

- азот - закачивают в жидком виде, выпускаемый по ГОСТ 9293-74;

- техническая вода;

- пластовая вода.

Сущность способа состоит в следующем.

Предварительно выбирают участок залежи с нагнетательной скважиной и с как минимум одной реагирующей добывающей скважиной.

Определяют толщину перфорированного пласта.

Останавливают нагнетательную скважину на выбранном участке.

Далее в реагирующую добывающую скважину производят закачку кислотного состава, состоящего из 15%-ного водного раствора соляной кислоты, уксусной кислоты, диэтиленгликоля, ингибитора коррозии КИ-1 и технической воды при следующем соотношении компонентов, мас. %: 15%-ный водный раствор соляной кислоты - 55, уксусной кислоты - 10, диэтиленгликоль - 15, ингибитор коррозии КИ-1 - 10 и техническая вода - 10, в объеме 17 м³ на 1 м перфорированного пласта.

Осуществляют технологическую выдержку 8-10 ч.

Кислотный состав, проникая в карбонатные пласты, насыщенные нефтью повышенной вязкости, растворяет породу, увеличивая проницаемость продуктивного пласта.

Далее в реагирующую добывающую скважину производят совместную закачку пенообразователя и азота, при этом объем пенообразователя составляет 19 м³ на 1 м толщины перфорированного пласта, объем жидкого азота - 26 м³ на 1 м толщины перфорированного пласта.

В результате совместной закачки пенообразователя и азота в пласте происходит целый ряд процессов, увеличивающих нефтеотдачу.

Закачка пенообразователя изменяет смачиваемость поверхности горной породы и в большей степени снижает поверхностное натяжение на границе раздела фаз воды и нефти; стабилен при контакте с водой; в результате высокой вязкости в высокопроницаемых пластах и низкой вязкости в низкопроницаемых пластах пенообразователь закупоривает большие каналы.

Закачка азота восполняет пластовую энергию; способствует вытеснению нефти за счёт расширения газа; проникает в низкопроницаемые нефтенасыщенные каналы, куда сложно проникнуть воде; способствует перераспределению трёх фаз: нефть-газ-вода.

Продавливают пенообразователь и азот пластовой водой в объеме 10 м³ на 1 м толщины перфорированного пласта. Пластовую воду получают в процессе разделения нефти и воды в цехе подготовки нефти. Найденный объем пластовой воды исключает риск прорыва воды к добывающей скважине в карбонатном коллекторе.

Затем осуществляют технологическую выдержку продолжительностью 4-5 ч.

После чего запускают реагирующую добывающую и нагнетательную скважины.

Пример практического применения способа.

Предварительно выбирали участок залежи с нагнетательной скважиной и одной реагирующей добывающей скважиной.

Определили толщину перфорированного пласта 3,4 м.

Остановили нагнетательную скважину на выбранном участке.

Далее в реагирующую добывающую скважину закачали кислотный состав в объеме 57,8 м³.

Осуществили технологическую выдержку 10 ч.

Далее в реагирующую добывающую скважину произвели совместную закачку пенообразователя и азота, при этом объем пенообразователя составил 64,6 м³, объем жидкого азота - 88,4 м³.

Продавили пенообразователь и азот пластовой водой в объеме 34 м³.

Затем осуществили технологическую выдержку продолжительностью 5 ч.

После чего запустили реагирующую добывающую и нагнетательную скважины.

Произвели отбор добываемой продукции из добывающей скважины в объеме 5,9 т/сут. Прирост дополнительной добычи нефти составил 4,1 т/сут.

Таким образом, предлагаемый способ повышает эффективность разработки карбонатного коллектора путем увеличения коэффициента вытеснения нефти за счет комплексного воздействия на пласт, обеспечивающего растворение, смачиваемость карбонатной породы, снижение поверхностного натяжения на границе раздела фаз воды и нефти, стабильность при контакте с водой, закупоривание больших каналов, восполнение пластовой энергии, проникновение в низкопроницаемые нефтенасыщенные каналы, перераспределение трёх фаз: нефть-газ-вода.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - увеличение коэффициента вытеснения нефти за счет комплексного воздействия на пласт. В способе разработки карбонатного коллектора выбирают участок залежи с нагнетательной скважиной и с как минимум одной реагирующей добывающей скважиной, определяют толщину перфорированного пласта, останавливают нагнетательную скважину. Далее в реагирующую добывающую скважину производят закачку кислотного состава, содержащего, мас.%: 15%-ный водный раствор соляной кислоты 55; уксусную кислоту 10; диэтиленгликоль 15; катионное поверхностно-активное вещество - ингибитор коррозии КИ-1 10; техническую воду 10, в объеме 17 м³ на 1 м перфорированного пласта. Осуществляют технологическую выдержку 8-10 ч. Далее в реагирующую добывающую скважину производят совместную закачку пенообразователя и азота, при этом объем пенообразователя составляет 19 м³ на 1 м толщины перфорированного пласта, объем жидкого азота – 26 м³ на 1 м толщины перфорированного пласта. Продавливают пенообразователь и азот пластовой водой в объеме 10 м³ на 1 м толщины перфорированного пласта. Затем осуществляют технологическую выдержку продолжительностью 4-5 ч, после чего запускают реагирующую добывающую и нагнетательную скважины. 1 пр.

Способ разработки карбонатного коллектора, включающий закачку кислотного состава, содержащего водный раствор соляной кислоты, уксусную кислоту, диэтиленгликоль, ингибитор коррозии и техническую воду, отличающийся тем, что предварительно выбирают участок залежи с нагнетательной скважиной и с как минимум одной реагирующей добывающей скважиной, определяют толщину перфорированного пласта, останавливают нагнетательную скважину, далее в реагирующую добывающую скважину производят закачку кислотного состава, состоящего из 15%-ного водного раствора соляной кислоты, уксусной кислоты, диэтиленгликоля, ингибитора коррозии КИ-1 и технической воды при следующем соотношении компонентов, мас.%: 15%-ный водный раствор соляной кислоты 55; уксусная кислота 10; диэтиленгликоль 15; ингибитор коррозии КИ-1 10 и техническая вода 10, в объеме 17 м³ на 1 м перфорированного пласта, осуществляют технологическую выдержку 8-10 ч, далее в реагирующую добывающую скважину производят совместную закачку пенообразователя и азота, при этом объем пенообразователя составляет 19 м³ на 1 м толщины перфорированного пласта, объем жидкого азота – 26 м³ на 1 м толщины перфорированного пласта, продавливают пенообразователь и азот пластовой водой в объеме 10 м³ на 1 м толщины перфорированного пласта, затем осуществляют технологическую выдержку продолжительностью 4-5 ч, после чего запускают реагирующую добывающую и нагнетательную скважины.