Способ разработки нефтяных месторождений

Способ разработки нефтяных месторождений

Реферат

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 показателя	Жидкий хлористый кальций CACl2
Внешний вид	Хлористый кальций - это раствор желтовато-серого или зеленоватого цвета с прозрачной или легкой мутью
Массовая доля хлористого кальция, %, не менее	35
Массовая доля магния в пересчете на MgCl2, %, не более	Не нормируется
Массовая доля прочих хлоридов, в том числе MgCl2, в пересчете на NaCl, %, не более	3
Массовая доля железа, (Fe), %, не более	Не нормируется
Массовая доля нерастворимого в воде остатка, %, не более	0,15
Массовая доля сульфатов в пересчете на сульфат-ион, %, не более	Не 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 показателя	Ед. изм	Диапазон возможных значений
		Низкомодульное	Стандартное	Высокомодульное
Силикатный модуль		2,4-2,6	2,8-3,0	3,1-3,3
Плотность	кг/м3	1,48-1,52	1,46-1,48	1,41-1,43
Массовая доля двуокиси кремния (SiO2)	%	29,00-31,00	29,00-33,00	29,50-32,00
Массовая доля окиси натрия (Na2O)	%	11,50-13,50	11,10-12,30	9,50-11,0

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, %	39	40	44	48	50	51
Допустимый градиент давления гелеобразной массы, МПа/м	1,3	1,9	2,0	2,2	2,6	2,6

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.

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 натрия

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в указанный раствор силиката натрия дополнительно вводят уксусную кислоту в количестве 0,25% от его объема.