RU2349742C1

RU2349742C1 - Способ разработки нефтяной залежи

Info

Publication number: RU2349742C1
Application number: RU2007148448/03A
Authority: RU
Inventors: Азизага Ханбаба оглы Шахвердиев (RU); Азизага Ханбаба оглы Шахвердиев; Иль Эммануилович Мандрик (RU); Илья Эммануилович Мандрик; Гейлани Минхадж оглы Панахов (AZ); Гейлани Минхадж оглы Панахов; Эльдар Мехти оглы Аббасов (AZ); Эльдар Мехти оглы Аббасов
Original assignee: Некоммерческое партнерство "Институт системных исследований процессов нефтегазодобычи" (НП "ИСИПН")
Priority date: 2007-12-27
Filing date: 2007-12-27
Publication date: 2009-03-20

Abstract

Изобретение относится к нефтедобыче, в частности к способу разработки нефтяной залежи. Техническим результатом является увеличение эффективности системы поддержания пластового давления, охвата пласта вытеснением, увеличение нефтеотдачи пласта и утилизация попутного нефтяного газа. Способ заключается в поддержании пластового давления путем продвижения вытесняющим агентом газожидкостной оторочки, генерируемой в пласте в результате реохимической реакции поочередно закачиваемых в пласт через нагнетательную скважину водного раствора средней соли угольной кислоты с водорастворимым полимером акрилового ряда и кислотного раствора. В качестве вытесняющего агента в пласт закачивают попутный нефтяной газ. 4 з.п. ф-лы, 1 табл.

Description

Изобретение относится к нефтедобыче, в частности к способу разработки нефтяной залежи.

С целью повышения охвата пластов заводнением на поздних стадиях разработки нефтяного месторождения и вытеснения остаточной нефти из заводненных зон широко используются водные растворы различных химреагентов. Установлено, что добычу остаточной нефти из заводненных пластов обеспечивает смешивающее вытеснение углеводородными газами, при котором достигается сверхнизкое межфазовое натяжение на контакте фаз. Такие условия возникают при вытеснении нефти агентами, которые практически полностью устраняют отрицательное влияние капиллярных сил на вытеснение нефти.

Известно, что наиболее перспективным с точки зрения повышения нефтеотдачи пластов считается закачка в пласт оторочки двуокиси углерода, проталкиваемой по пласту вытесняющим агентом.

При растворении в нефти двуокиси углерода (СО₂) наблюдаются ряд реологических эффектов, выражающихся в увеличении вязкости воды на 20-30% при растворении газа в объеме 5-10%, уменьшение фактора подвижности в 2-3 раза; при растворении двуокиси углерода в нефти происходит снижение вязкости нефти в 1,5-2,5 раза; в нефти снижается межфазное натяжение на границе нефть-вода. При растворении двуокиси углерода в нефти происходит увеличение объема нефти (объемный эффект) и доотмыв остаточной нефти.

В то же время, технологии, предусматривающей создание газожидкостной оторочки путем закачки в пласт двуокиси углерода из наземных коммуникаций, присущи такие недостатки как прорыв СО₂ в добывающие скважины, отсутствие промышленно значимых объемов двуокиси углерода во многих нефтедобывающих регионах, коррозия нефтепромыслового оборудования; проблемы транспортировки больших объемов углекислого газа; отсутствие необходимой спецтехники и оборудования, обеспечивающего безопасное хранение и использование СО₂.

Известен способ разработки нефтяной залежи, устраняющий указанные недостатки и заключающийся в генерации двуокиси углерода непосредственно в пластовых условиях, т.е. в создании в пласте газожидкостной оторочки путем поочередной закачки в пласт через нагнетательную скважину средней соли угольной кислоты с водорастворимым полимером акрилового ряда и кислотного раствора. Оторочка проталкивается по пласту вытесняющим агентом [1].

Недостатком известного способа является снижение генерируемого объема двуокиси углерода из-за растворения большей его части в нагнетаемой вслед воде, проталкивающей оторочку СО₂, что ведет к недостаточному насыщению пласта дополнительной энергией и неэффективному поддержанию пластового давления.

Известен также способ разработки нефтяной залежи, предусматривающий использование попутного нефтяного газа в качестве вытесняющего агента для поддержания давления в пласте [2]. Обратная закачка нефтяного газа в пласт заключается в повторном нагнетании попутно добываемого газа в пласт и применяется для поддержания пластового давления при добыче нефти и повышения нефтеотдачи пласта.

Технологический процесс, использующий попутный нефтяной газ (ПНГ) для закачки в нефтенасыщенный пласт, решает целый ряд промышленно и экологически значимых проблем. Особенность использования ПНГ заключается в том, что в отличие от природного газа, добычу которого можно регулировать исходя из объема потребления, нефтяной газ извлекается вместе с нефтью. При отсутствии необходимых условий для его использования ПНГ вынужденно сжигают в факелах или выпускают в атмосферу. Объем выделившегося газа обычно в несколько десятков раз превышает объем жидкости, и для совместного хранения или транспорта их необходимо сооружение дорогостоящих емкостей и трубопроводов. Вследствие этого на нефтяных месторождениях совместный сбор и транспорт нефти и попутного газа осуществляется только на определенные экономически целесообразные расстояния. Количество ПНГ в 1 т добываемой нефти составляет от 25 до 800 м³ (в зависимости от физико-геологических характеристик месторождения). Каждый год нефтедобывающие компании сжигают в факелах попутный нефтяной газ, количество которого эквивалентно 6% мировой добычи природного газа. Одна из перспективных областей применения ПНГ - обратная закачка в пласт под высоким давлением для повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти.

Обратная закачка извлеченного газа используется в качестве вторичного способа добычи нефти и, несмотря на дополнительные расходы, связанные с необходимостью его очистки и компримирования, в то же время продлевает срок эксплуатации нефтяного месторождения, обеспечивая дополнительные объемы добычи нефти. Таким образом, газ можно многократно использовать в течение всего периода активной эксплуатации нефтяного месторождения. Однако в зависимости от геологических характеристик конкретного месторождения повторная закачка в пласт способна иметь и негативные последствия, оказывающие неблагоприятное воздействие на приток нефти.

Одним из недостатков известного способа является возможность образования зон повышенной вязкости при контакте нагнетаемого попутного нефтяного газа с нефтями, содержащими асфальтеновые компоненты. Повышение вязкости нефти в зоне контакта с попутным нефтяным газом приводит к повышению минимального давления смешиваемости и, таким образом, к неблагоприятным условиям для существования режима смешивающегося вытеснения.

Целью изобретения является увеличение эффективности системы поддержания пластового давления, охвата пласта вытеснением и увеличения нефтеотдачи пласта, утилизации попутного нефтяного газа.

Цель изобретения достигается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, заключающемся в поддержании пластового давления путем продвижения вытесняющим агентом газожидкостной оторочки, генерируемой в пласте в результате реохимической реакции поочередно закачиваемых в пласт через нагнетательную скважину водного раствора средней соли угольной кислоты с водорастворимым полимером акрилового ряда и кислотного раствора, в качестве вытесняющего агента в пласт закачивают попутный нефтяной газ.

Преимущество предлагаемого способа заключается в снижении минимального давления смешиваемости в результате контакта нагнетаемого попутного нефтяного газа с нефтью, обладающей пониженной вязкостью в результате растворения в ней генерируемого в пластовых условиях диоксида углерода. В результате имеют место условия смешивающегося вытеснения нефти попутным нефтяным газом и обеспечивается ввод дополнительной энергии в пласт.

Кроме того, предлагаемый способ предусматривает:

- закачку водного раствора средней соли угольной кислоты с водорастворимым полимером акрилового ряда и кислотного раствора попеременно циклами,

- изоляцию высокопроницаемых интервалов пласта после прорыва попутного нефтяного газа в добывающую скважину, при этом изоляцию высокопроницаемых интервалов пласта производят путем закачки в пласт водного раствора средней соли угольной кислоты с водорастворимым полимером акрилового ряда и кислотного раствора,

- закачку в пласт попутного нефтяного газа в виде газовой фазы в водогазовой смеси.

Использование попутного нефтяного газа в качестве вытесняющего агента, проталкивающего по пласту оторочку двуокиси углерода, позволяет устранить указанные выше недостатки присущие как использованию попутного нефтяного газа, так и газожидкостной оторочки.

Предлагаемый способ основан на синергетическом эффекте взаимного влиянии попутного нефтяного газа, используемого в качестве вытесняющего агента и генерируемой в пласте газожидкостной оторочки. Снижение вязкости нефти в результате растворения генерируемого диоксида углерода обеспечивает условия уменьшения минимального давления смешиваемости на переднем фронте вытеснения нефти попутным нефтяным газом.

Способ осуществляется следующим образом.

В пласт через нагнетательные скважины последовательно закачивают водный раствор соли угольной кислоты с добавкой водорастворимого полимера акрилового ряда. Затем в пласт закачивают кислотный раствор. Массовая концентрация соли угольной кислоты определяется на основе концентрации кислоты в кислотном растворе из стехиометрических соотношений.

С целью предотвращения преждевременного смешения в стволе скважины закачиваемых реагентов перед закачкой кислотного раствора в качестве буфера-разделителя закачивают порцию пресной воды.

В случае необходимости закачку соли с водорастворимым полимером акрилового ряда и кислотного раствора производят попеременно циклично.

Полимер, добавляемый в водный раствор или в водную суспензию соли угольной кислоты, позволяет избежать смешения ее с пластовой жидкостью, служит пенообразователем на этапе блокирования высокопроницаемых интервалов, создает дополнительное сопротивление потоку закачиваемого вслед попутного нефтяного газа и уменьшает тем самым опасность его прорыва в добывающие скважины.

Таким образом, большая часть получаемой в результате реакции средней соли угольной кислоты и кислотного раствора двуокиси углерода направляется для создания пенного барьера в высокопроницаемых зонах. Часть двуокиси углерода, растворившаяся в нефти, уменьшает вязкость последней, что создает благоприятные условия для растворения закачиваемого впоследствии попутного нефтяного газа и обеспечивает условия режима смешивающегося вытеснения.

В случае прорыва газа в добывающие скважины и уменьшения давления закачки производят изоляцию высокопроницаемых пропластков путем последовательной закачки водного раствора средней соли угольной кислоты с водорастворимым полимером акрилового ряда и кислотного раствора.

В случае отсутствия компрессора, развивающего давление выше или равное пластовому, попутный нефтяной газ закачивают в пласт в смеси с водой, т.е. в виде водогазовой смеси, при этом смешение можно проводить с помощью эжектора, расположенного, например, на устье скважины.

В качестве соли угольной кислоты может быть использована любая водорастворимая соль угольной кислоты, но предпочтительно использовать наиболее доступный карбонат натрия.

В качестве кислотного раствора предпочтительно использовать водный раствор соляной кислоты.

В качестве водорастворимого полимера акрилового ряда может использоваться, например, полиакриламид в количестве 0,05-0,2 мас.%.

Способ проверен в лабораторных условиях. Опыты проводились на насыпной модели двухслойной пористой среды. Пористая среда представляла собой смесь кварцевого песка и монтмориллонитовой глины. Пористая среда насыщалась моделью нефти - трансформаторным маслом. Первый этап экспериментов заключался в вытеснении нефти газожидкостной оторочкой, образуемой последовательно закачиваемыми в модель 12%-ного водного раствора кальцинированной соды с добавками 0,1% водорастворимого полимера (полиакриламида) и 9%-ного раствора соляной кислоты. Оценка эффективности производилась по кривым зависимости коэффициента вытеснения от относительного объема прокачки вытесняющих флюидов (Таблица).

На следующем этапе экспериментов после генерации в пористой среде газожидкостной оторочки на вход нефтенасыщенной модели закачивали нефтяной газ при давлении 25 МПа и температуре 45°С, производилось вытеснение трансформаторного масла и снимались кривые зависимости коэффициента вытеснения углеводородной жидкости от относительного прокачанного объема вытеснителей, приведенного к пластовому давлению.

Таким образом, проведенные сравнительные лабораторные исследования подтверждают эффективность предлагаемого способа разработки нефтяной залежи в сравнении с показателями коэффициента вытеснения без проталкивания газожидкостной оторочки попутным углеводородным газом.

В случае если емкостные характеристики пласта требуют создания в зоне вытеснения больше объемных газожидкостных оторочек, то в заданную область пласта осуществляют закачку реагирующих растворов попеременно в несколько циклов.

Для этого через нагнетательную скважину в пласт последовательно закачивается 10%-ный водный раствор карбоната натрия с добавкой 0,1% полиакриламида в объеме 18 м³, 1 м³ пресной воды в качестве буферной разделительной жидкости и 12 м³ 10%-ного водного раствора соляной кислоты. Скважина выдерживается на реагирование на период до 3 часов. Затем осуществлялась продавка оторочки попутным нефтяным газом в течение 3 часов.

Далее операция повторяется путем закачки аналогичных объемов реагентов - очередная порция композиции - 10%-ного водного раствора кальцинированной соды в объеме 18 м³ с добавкой полиакриламида в вышеуказанной концентрации и 12 м³10%-ного водного раствора соляной кислоты.

При необходимости цикл закачки композиций повторяется.

Для реализации способа в промысловых условиях используют действующие на залежи системы и оборудование, применяемые для обычного заводнения.

Таким образом, эффективность заявленного способа достигается за счет увеличения эффективности системы поддержания пластового давления и соответственно нефтеотдачи пласта за счет выравнивания фронта вытеснения и обеспечения минимального давления смешиваемости при вытеснении пластовой нефти попутным нефтяным газом.

Источники информации

1. Патент RU №2142557, Е21В 43/18, 1999.

2. Патент US №6026901, Е21В 43/34, 2000.

Таблица
№№	Вытесняющий флюид	Коэффициент вытеснения, %	Прирост коэффициента вытеснения, %
1	Газожидкостная оторочка	61	-
2	Газожидкостная оторочка+1 поровый объем попутного нефтяного газа	66	5
3	Газожидкостная оторочка+2 поровых объема попутного нефтяного газа	68	7
4	Газожидкостная оторочка+3 поровых объема попутного нефтяного газа	68	7

Claims

1. Способ разработки нефтяной залежи, заключающийся в поддержании пластового давления путем проталкивания вытесняющим агентом генерируемой в пласте газожидкостной оторочки, создаваемой поочередной закачкой в пласт через нагнетательную скважину водного раствора средней соли угольной кислоты с добавками водорастворимого полимера акрилового ряда и кислотного раствора, отличающийся тем, что в качестве вытесняющего агента в пласт закачивают попутный нефтяной газ.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что закачку в пласт средней соли угольной кислоты с водорастворимым полимером акрилового ряда и кислотного раствора производят попеременно циклами.

3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что в случае прорыва газа в добывающую скважину производят изоляцию высокопроницаемых интервалов пласта.

4. Способ по п.3, отличающийся тем, что изоляцию высокопроницаемых интервалов пласта производят путем закачки в пласт средней соли угольной кислоты с водорастворимым полимером акрилового ряда и кислотного раствора.

5. Способ по п.4, отличающийся тем, что попутный нефтяной газ закачивают в пласт в виде газовой фазы в водогазовой смеси.