Способ разработки линзовидной залежи нефти

 

Изобретение относится к нефтеперебатывающей 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

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4808357/03 (22) 02..04.90 (46) 07,03.92. Бюл. М 9 (71) Татарский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности (72) P. H. Дияшев, Ф. М, Саттарова, К. Г.

Мазитов и В. И. Зайцев (53) 622.276(088.8) (56) Ошитко В. М. и Суханов Н, А. Оценка целесообразности разработки линз песчаников: Нефтяное хозяйство, 1970, гЬ 7, с.

23-25.

Патент США

N 4523672; кл. Е 21 В 43/22, опубл. 1986, (54) СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЛИНЗОВИД-НОЙ ЗАЛЕЖИ НЕФТИ

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 режиме: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 превышает40 . Крометого, требуются большие материальные затраты, „„50 1717800 А1 (51)5 Е 21 В 43/22 (57) Изобретение относится к нефтеперебатывающей 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..,ь. Скважину закрывают на.реагироваwe, окончание которого определяют по стабилизации устьевого давления. Затем осуществляют отбор продукции из скважи. ны. Процесс закачки реагентов ведут по порциям циклически, Способ позволяет разрабатывать залежи одной скважиной.

Коэффициент вытеснения нефти возрастает в 3,1 раза. 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 бикарбонэта натрия с лимонной кислотой, после чего закачивают рабочую среду, которая . проталкивает образовавшийся в результате реакции углекислый f 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 эакачивают в виде быстро реагирующей смеси, поэтому углекислый газ ло1717800 кализуется в.призабойной зоне, а нв распределяется по пласту. Объем выделившегося углекислого газа на 1 м раствора з составляет 12 м . Это недостаточно для.соз здания 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 кальцинираванной 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 реагентов. 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.

B пласт через насосно-компрессорные трубы, спущенные до фильтра эксплуатационной колонны и затрубное пространство, чередуя порциями по 5-6м на 1 м толщины з 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 кислотйой

5 эмульсии рассчитывают по формуле

Ч Ок и$В

Р где Q — геологические запасы нефти,. тыс. т;

Ки$$ — коэффициент извлечения нефти, 10 доли ед.;

p-. плотность нефти в пластовых условиях, т/м .

После закачки реагентов скважину закрывают, давление контролируют по мано15 метру, установленному.в затрубном пространстве. В период закачки реагентов и реакции их залежь не эксплуатируется. Об окончании реакции свидетельствует стабилизация давления. Когда оно стабилизиру20 ется, приступают к отбору продукции глубинным насосом (ЭЦН, ШГН) через ту же скважину, если линза вскрыта одной скважиной, или через другие добывающие скважины, если она вскрыта двумя и более

25 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.

30 При проведении исследований использованы следующие составы: водный раствор, содержащий 9 % мас. бикарбоната натрия и 7 мас. лимонной кислоты; обратные кислотные эмульсии. содержащие соля35 ную 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

40 содержания кислоты в эмульсии уменьшается количество образующегося газа); водные растворы, содержащие кальцинированную соду 15; 15,5 и 16 мас.% (максимальная и минимальная концентрации кальциниро45 ванной соды определены тем, что они эквивалентны концентрации соляной кислоты), Моделируют разработку линз, вскрытых двумя скважинами, по предлагаемому спо50 собу (примеры 1-3) и по известному способу (пример 4). Испытания способов проводят на линейной модели длиной 1 м, площадью поперечного сечения 6,6 10 м . Модель заполняют измельченным керном, состоящим

55 в основном из песчаника. Объем пор состав° ляет 210 10 м . Для контроля за давлением модель снабжена манометром; Перед каждым экспериментом модель насыщают нефтью и определяют начальную нефтенасы щен ность.

5 1717800

Составитель Ю.Журов

Техред М.Мергентал

Корректор Т.Малец

Редактор А.Мотыль

Заказ 861 Тираж ° Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва; Ж-35, Раушская наб., 4/5

Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород. Ул.Гагарина, 101

Пример 1, Начальный нефтенасы- Такимобраэом, при одном цикле закачщенныйобъемсоставляет100100мз,Через. ки реагентов в среднем коэффициент выотверстие, расположенное на конце моде- теснения нефти составляет 36,0 . ли, порциями по 5 10 м циклически зака- На модели, примененной в примере 3, чивают по 20106 м раствора 15 мас.7ь-мой 5 проведены еще два аналогичные первому кальцинированной соды и обратную кислот- цикла закачки реагентов. При этом суммарную эмульсию, содержащую соляную кисло- ный объем вытеснения нефти составляет ту в расчете на хлористый водород 9 мас.f. (35,8+ 25,5+ 15,0) 106 м -76,3 10 6 м,.

В течение 3 сут давление в модели увеличи- а коэффициент вытеснения 77.5 . вают до 0,42 МПа (что в 5 раэ выше перао- 10 П р.и м е р 4 (известный). Начальный начального). Открывают. отверстие, не тенасыщенный объем составляет 99.3 расположенное в противоположном конце: "10 мз. 8 модель закачивают 40 10 м смемодели, и отбирают 36,0.10 м нефти. Ка- си бикарбоната натрия и лимонной кислоты эффициент вытеснения нефти вычисляют по . g концентрацией 9 и 7 мас,ф соответственформуле- ° 15 но, затем чарез модель прокачивают 10 пои 1оо ровых объемов воды. При этом отбирают

VH 24,6 10 м нефти. Коэффициент вытеснегде V — начальный нефтенасыщенный объ- ния нефти составляет: ем,м; 24,6 10 100

Vg — объем выделенной из модели нефти 20 KBblT.H. — — 24,7 $ . после закачки растворов. оэффициент вытеснения нефти в атом При применении предложенного способа технико-экономическая эффективность . достигается эа счет того, что коэффициент — 25 вытеснения нефти возрастает с 24.7 (по про- тотипу) до 77,5$ (т.е. в 3,1 раза).

П Р и м е Р 2. Опыт пРоводЯт аналОгично. Преимуществом предлагаемого спосопримеру 1, только применяю "5,Щ-ный ба является то, что он может быть осущестРаствоР кальцинированной соды и. обрат- влен и при наличии только одной скважины. нУю кислотную эмУльсию с поддеРжанив и 0 Ф ар мул а изо бр,етен и я хлористого водоРода 9,5 . При атем коэф. Способ разработки линзовидной эалефициент вытеснения составляет жи нефти, включающий закачку через сква350 10 100 7 . жину реагентов, образующих при

98 . 10 -6 . Реагировании между собой углекислый газ, Пример 3. Опыт проводят аналогично 35 и отбор продукции из скважины, о т л и ч а юпримерам 1,2, но применяют 16g íûé Рас- шийся тем, что, с целью повышения твор кальцинированной соды и обратную зффектив"ост" У "Рощен "Я " У ®" " """ кислотную эмульсиюссодержаниеми ори способа, в ачес е Реагенто в скважину стого водорода 10 у. Коэффициент вытесне- последовательно закачивают 15-16 мас. ния нефти в этом случае составляет. 40 ный водный РаствоР кальциниРованной соды и обратную эмульсию с содержанием 100 — 363 . хлористого водорода 9-10 мас.7ь, причем

98,5 10, указанные реагенты закачивают порциями циклически.