Способ разработки линзовидной залежи нефти Советский патент 1992 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам извлечения нефти из линзовидных и других ограниченных залежей. .

Известен способ разработки нефтена- сыщенных линз, согласно которому вначале отбор продукции ведут на естественном ре- жим«| истощения, затем переходят на очаговое заводнение. Причем в линзах, вскрытых одной скважиной, дополнительно бурят скважину для закачки вытесняющего агента или; отбора продукции при переводе под нагнетание осуществляют скважины, а в линзах, вскрытых несколькими скважинами, одну скважину используют как нагнетательную;

Недостатком этого способа является низкая эффективность.Коэффициент извлечения нефти не превышает 40%. Кроме того, требуются большие материальные затраты,

связанные с бурением дополнительной скважины и обустройством системы поддержания пластового давления.

Наиболее близким к предлагаемому является способ добычи нефти с применением углекислого газа. Способ предусматривает бурение одной нагнетательной и одной добывающей скважин, закачку через первую из них водяного пара, а затем смеси бикарбоната натрия с лимонной кислотой, после чего закачивают рабочую среду, которая проталкивает образовавшийся в результате реакции углекислый г аз сквозь пласт, вытесняя нефть из пласта. Через добывающую скважину на поверхность выводят жидкую продукцию.

Недостатком этого способа является низкая эффективность вследствие того, что реагенты закачивают в виде быстро реагирующей смеси, поэтому углекислый газ лоVI

со

о о

кализуется в призабойной зоне, а не распределяется по пласту. Объем выделившегося углекислого газа на 1 м раствора составляет 12 м3. Это недостаточно для создания упругого запаса. Образовавшийся таким путем углекислый газ не только не способен сам вытеснять из пласта нефть, но для его движения по пласту и вытеснения нефти необходимо непрерывно закачивать специальный рабочий агент.

Кроме того, в известном способе применяется дорогостоящая и дефицитная лимонная кислота (стоимость 1 т 6000 руб.)

Целью изобретения является повышение эффективности вытеснения нефти за счет увеличения упругой энергии пласта, а также удешевления и упрощения способа.

Поставленная цель достигается тем, что согласно способу разработки линзовидных залежей нефти, включающему закачку через скважину реагентов, при взаимодействии которых в пласте образуется углекислый газ, и отбор продукта, в качестве реагентов в скважину последовательно закачивают водный раствор кальцинированной соды с концентрацией 15-16 мас.% и обратную кислотную эмульсию с содержанием хлористого водорода 9-10 мас.%, причем указанные реагенты закачивают порциями циклически.

Благодаря тому, что кислота поступает в пласт не в свободном состоянии, а в составе обратной эмульсии и вступает в реакцию с кальцинированной содой только после разрушения закаченной в пласт эмульсии, обеспечивается образование и накопление углекислого газа на значительном расстоянии от призабойной зоны пласта. Равномерному распределению газа способствует также циклическая порционная закачка ре- агентов. Углекислый газ растворяется в нефтяной фазе, восстанавливает упругую энергию пласта, что позволяет повысить коэффициент извлечения нефти. При этом отпадает необходимость в. закачке специального рабочего агента для протал- кивания углекислого газа по пласту, так как объем выделяющегося газа в 1,2 раза больше при закачке равных с прототипом поровых объемов реагентов.

Способ осуществляют следующим образом.

В пласт через насосно-компрессорные трубы, спущенные до фильтра эксплуатационной колонны и затрубное пространство, чередуя порциями по 5-6 м3 на 1 м толщины пласта, закачивают.по одной линии 15-16 мас.%-водный раствор кальцинированной соды, по другой линии - обратную кислотную эмульсию, содержащую хлористый водород 9-10 мас.%.

Суммарный объем закачиваемой кальцинированной соды и обратной кислотной эмульсии рассчитывают по формуле

.. Q K изв V--р- .

где Q - геологические запасы нефти, тыс. т;

Кизв - коэффициент извлечения нефти, доли ед.;

р- плотность нефти в пластовых условиях, т/м3.

После закачки реагентов скважину закрывают, давление контролируют по манометру, установленному.в затрубном пространстве. В период закачки реагентов и реакции их залежь не эксплуатируется. Об окончании реакции свидетельствует стабилизация давления. Когда оно стабилизируется, приступают к отбору продукции глубинным насосом (ЭДН, ШГН) через ту же скважину, если линза вскрыта одной скважиной, или через другие добывающие скважины, если она вскрыта двумя и более скважинами. Отбор продукции продолжают до истощения пластовой энергии, после чего снова повторяют цикл закачки и отбора. Циклы повторяют до тех пор, пока добыча станет нерентабельной.

При проведении исследований использованы следующие составы: водный раствор, содержащий 9 % мае. бикарбоната натрия и 7 мас.% лимонной кислоты; обратные кислотные эмульсии, содержащие соляную кислоту в расчете на хлористый водород 9; 9,5; 10 мас.% (максимальная концентрации соляной кислоты определены пределом устойчивости кислотной эмульсии, а минимальная тем, что при снижении содержания кислоты в эмульсии уменьшается количество образующегося газа); водные растворы, содержащие кальцинированную соду 15; 15,5 и 16 мас.% (максимальная и минимальная концентрации кальцинированной соды определены тем, что они эквивалентны концентрации соляной кислоты).

Моделируют разработку линз, вскрытых двумя скважинами, по предлагаемому способу (примеры 1-3) и по известному способу (пример 4). Испытания способов проводят на линейной модели длиной 1 м, площадью поперечного сечения 6.6 м2. Модель заполняют измельченным керном, состоящим в основном из песчаника. Объем пор составляет 210 Ю 6 м3. Для контроля за давлением модель снабжена манометром. Перед каждым экспериментом модель насыщают нефтью и определяют начальную нефтена- сыщенность.

Пример 1. Начальный нефтенасыщенный объем составляет 100-10 м . Через отверстие, расположенное на конце модели, порциями по м циклически закачивают по 20 м3 раствора 15 мас.%-ной кальцинированной соды и обратную кислотную эмульсию, содержащую соляную кислоту в расчете на хлористый водород 9 мас.%. В течение 3 сут давление в модели увеличивают до 0,42 МПа (что в 5 раз выше первоначального). Открывают отверстие, расположенное в противоположном конце модели, и отбирают 36,0V10 м3 нефти. Коэффициент вытеснения нефти вычисляют по формуле

. VH

где VH - начальный нефтенасыщенный объем, м ;

Vg - объем выделенной из модели нефти после закачки растворов.;

Коэффициент вытеснения нефти в этом примере составляет:

36,0 10

-6

100

100

36%у

П р и м е р 2. Опыт проводят аналогично примеру 1, только применяют 15,5%-ный раствор кальцинированной соды и обратную кислотную эмульсию с поддержанием хлористого водорода 9,5%. При этом коэф фициент вытеснения составляет

К

выт.н.

35,0 -10

-в

-6

,7%.

98 10

Пример 3. Опыт проводят аналогично примерам 1,2, но применяют 16%-ный раствор кальцинированной соды и обратную кислотную эмульсию с содержанием хлористого водорода 10%. Коэффициент вытеснения нефти в этом случае составляет

35,8 10

-6

100

98,5 10

-6

36,3%;

Таким образом, при одном цикле закачки реагентов в среднем коэффициент вытеснения нефти составляет 36,0%.

На модели, примененной в примере 3, проведены еще два аналогичные первому цикла закачки реагентов. При этом суммарный объем вытеснения нефти составляет (35,8 + 25,5 + 15,0) Ю 6 м3 - 76,3-Ю 6 м3.

5

а коэффициент вытеснения 77.5%.

Пример 4 (известный). Начальный нефтенасыщенный объем составляет 99,3х 10 м3. В модель закачивают 40-10 6 м3 смеси бикарбоната натрия и лимонной кислоты с концентрацией 9 и 7 мас.% соответственно, затем через модель прокачивают 10 по- ровых объемов воды. При этом отбирают 24. м3 нефти. Коэффициент вытеснения нефти составляет:

Квыт.н.;

24.6 10

-€

.7%

99,3 -10 6 При применении предложенного способа технико-экономическая эффективность достигается за счет того, что коэффициент

вытеснения нефти возрастает с 24,7 (по прототипу) до 77,5% (т.е. в 3,1 раза).

Преимуществом предлагаемого способа является то, что он может быть осуществлен и при наличии только одной скважины.

Формула изобр.етения

. Способ разработки линзовидной залежи нефти, включающий закачку через скважину реагентов, образующих при реагировании между собой углекислый газ,

и отбор продукции из скважины, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности, упрощения и удешевления способа, в качестве реагентов в скважину последовательно закачивают 15-16 мас.%ный водный раствор кальцинированной соды и обратную эмульсию с содержанием хлористого водорода 9-10 мас.%, причем указанные реагенты закачивают порциями циклически.

Изобретение относится к нефтепереба- тывающей пром-сти. Цель изобретения - повышение эффективности/упрощение и удешевление способа. В пласт через добывающую скважину закачивают 15-16 мас.%- ный водный раствор кальцинированной соды и обратную кислотную эмульсию с содержанием хлористого водорода 9-10 мас.%. Скважину закрывают на реагирование, окончание которого определяют по стабилизации устьевого давления. Затем осуществляют отбор продукции из скважины. Процесс закачки реагентов ведут по порциям циклически. Способ позволяет разрабатывать залежи одной скважиной. Коэффициент вытеснения нефти возрастает в 3,1 раза. сл с