RU2119580C1

RU2119580C1 - Способ разработки нефтяной залежи

Info

Publication number: RU2119580C1
Application number: RU97109101A
Authority: RU
Inventors: Азизага Ханбаба оглы Шахвердиев; Гейлани Минхадж оглы Панахов; Багир Алекпер оглы Сулейманов; Эльдар Мехти оглы Аббасов; Ф.Х. Галеев; С.Р. Санамова
Original assignee: Закрытое акционерное общество "Интойл"
Priority date: 1997-06-16
Filing date: 1997-06-16
Publication date: 1998-09-27

Abstract

Способ разработки нефтяной залежи относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к разработке нефтяных месторождений с заводнением. Техническим результатом является увеличение нефтеотдачи пласта за счет увеличения охвата пласта вытеснением и снижение коррозии нефтепромыслового оборудования. Это достигается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку через нагнетательные скважины карбонизированной воды и добычу нефти через добывающие скважины при поддержании отношения забойного давления в нагнетательных скважинах к давлению насыщения воды диоксидом углерода в интервале 1,1 - 2,2, перед закачкой карбонизированной воды в нее добавляют 0,01 - 1% катионного поверхностно-активного вещества. 1 табл.

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к разработке нефтяных месторождений с заводнением.

Известен способ воздействия на нефтяную залежь, включающий закачку в пласт карбонизированной воды [1]. При этом в пласт нагнетают воду, насыщенную 3 - 5% CO₂, где он переходит из воды в нефть, изменяя ее объем и фильтрационные свойства, вязкость и фазовую проницаемость. Недостатком способа является то, что фронт концентрации CO₂ в воде значительно отстает от фронта вытеснения, что снижает охват залежи вытеснением и нефтеотдачу. Кроме того, реализация способа требует больших капитальных вложений, связанных с доставкой на месторождение больших объемов углекислого газа. Помимо этого, использование способа интенсифицирует коррозию нефтепромыслового оборудования.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку через нагнетательные скважины карбонизированной воды и добычу нефти через добывающие скважины, при поддержании отношения забойного давления в нагнетательных скважинах к давлению насыщения воды диоксидом углерода в интервале 1,1 - 2,3 [2]. При этом карбонизированная вода, находясь в предпереходном фазовом состоянии, приобретает неравновесные вязкоупругие свойства, увеличивается расход жидкости при ее фильтрации в пористой среде. Недостатком прототипа является то, что при закачке карбонизированной воды в предпереходном фазовом состоянии в гидрофильные породы он теряет свои неравновесные свойства и снижается расход жидкости, в результате снижается охват пласта вытеснением, нефтеотдача и приемистость нагнетательных скважин. Кроме того, использование известного способа интенсифицирует коррозию внутрискважинного оборудования.

Таким образом, известный способ имеет низкую эффективность, связанную с пониженным охватом залежи заводнением и коррозией нефтепромыслового оборудования.

Целью предлагаемого изобретения является увеличение нефтеотдачи пласта за счет увеличения охвата пласта вытеснением и снижение коррозии нефтепромыслового оборудования.

Цель достигается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку через нагнетательные скважины карбонизированной воды и добычу нефти через добывающие скважины, при поддержании отношения забойного давления в нагнетательных скважинах к давлению насыщения воды диоксидом углерода в интервале 1,1 - 2,3, перед закачкой карбонизированной воды в нее добавляют 0,01 - 1% катионного поверхностно-активного вещества (ПАВ).

Добавка катионного ПАВ к закачиваемой карбонизированной воде способствует гидрофобизации порогового пространства в процессе фильтрации водогазового раствора в предпереходном фазовом состоянии по пласту и как следствие к увеличению его вязкоупругих неравновесных свойств. В результате закачиваемая карбонизированная вода в предпереходном фазовом состоянии более равномерно поступает в высоко и низкопроницаемые пропластки, тем самым увеличивается охват залежи вытеснением и нефтеотдача пласта. Вместе с тем, карбонизированная вода в предпереходном фазовом состоянии увеличивает приемистость нагнетательной скважины, так как при фильтрации водогазовых смесей в предпереходном фазовом состоянии наблюдается рост расхода жидкости при постоянном перепаде давления, причем рост его значительно больше при фильтрации в гидрофобной пористой среде. Кроме того, добавка катионного ПАВ к карбонизированной воде способствует снижению коррозии нефтепромыслового оборудования, т.к. катионные ПАВ являются хорошими ингибиторами коррозии и в обычных пластовых условиях практически не образуют осадков.

В качестве катионного ПАВ в предлагаемом способе могут быть использованы следующие реагенты: катапин различных модификаций, марвелан различных модификаций и другие. Большим преимуществом указанных реагентов является то, что они в обычных пластовых условиях практически не образуют осадков. Способ проверен в лабораторных условиях. Опыты проводились на модели двухслойного пласта (с контактирующими слоями) с проницаемостью слоев 0,9 и 2,1 мкм². Пористая среда состояла из кварцевого песка (90%) и монтмориллонитовой глины (10%), моделью нефти служило трансформаторное масло. Карбонизированная вода предварительно готовилась в бомбе PVT с давлением насыщения P_н = 3 МПа и газоводяным отношением 12 нм³/м³. Температура в процессе опытов поддерживалась на уровне 40^oC. Вытеснение нефти осуществлялось при перепаде давления 0,5 МПа и при среднем значении давления в модели пласта P = 1,7 P_н и различных концентрациях катионного ПАВ (катапин-А) C = 0,005 - 1,1%. Эксперимент проводился также для прототипа. Эффективность прототипа и предлагаемого способа определялась по кривым зависимости коэффициента вытеснения от относительного порового объема прокачки вытесняющего агента, приведенного к пластовому давлению. Полученные результаты показаны в таблице, из которой видно, что применение предлагаемого способа позволяет существенно увеличить коэффициент нефтеотдачи в диапазоне концентраций катионного ПАВ 0,01 - 1% по сравнению с прототипом. При концентрации катионного ПАВ 0,1% (опыт 4) нефтеотдача имеет максимальное значение, превышая нефтеотдачу прототипа на 14%. При концентрации катионного ПАВ меньше 0,01% гидрофобизация пористой среды недостаточна, поэтому коэффициент вытеснения не увеличивается (опыт 2). Увеличение концентрации катионного ПАВ более 1% не приводит к увеличению нефтеотдачи (опыт 6), т.е. использование таких концентраций приводит к неоправданному расходу реагента.

Для реализации способа в промысловых условиях используют действующие на залежи системы и оборудование, применяемые для обычного заводнения. Добавки диоксида углерода к воде осуществляют непосредственно перед водораспределительной батареей. Для лучшего смешения воды и диоксида углерода в месте пересечения газо- и водопроводов устанавливают аэратор. Добавки катионного ПАВ к воде могут осуществляться посредством дозаторных насосов, соединяемых к водопроводу. Необходимые объемы диоксида углерода и катионного ПАВ устанавливаются, исходя из проектного темпа закачки, величины забойного и пластового давлений.

Предлагаемое изобретение существенно отличается от существующих высоким охватом залежи заводнением при снижении коррозии нефтепромыслового оборудования.

Эффект достигается за счет увеличения нефтеотдачи.

Источники информации.

1. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи. - М.: Недра, 1985, с. 193 - 194.

2. Фаизов Ш.М. Исследование неравновесных свойств карбонизированной воды и учет их при проектировании разработки нефтяных месторождений с применением двуокиси углерода: Автореферат диссертации на соискание ученой степени канд. тех. наук. - Баку. АзИНЕФТЕХИМ, 1985, с. 6 - 15.

Claims

Способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку через нагнетательные скважины карбонизированной воды и добычу нефти через добывающие скважины при поддержании отношения забойного давления в нагнетательных скважинах к давлению насыщения воды диоксидом углерода в интервале 1,1 - 2,3, отличающийся тем, что перед закачкой карбонизированной воды в нее добавляют 0,01 - 1% катионного поверхностно-активного вещества.