Способ разработки нефтяных месторождений

 

Способ разработки нефтяных месторождений может быть использован при разработке терригенных коллекторов с пороговой неоднородностью. Решаемая задача - повышение эффективности способа разработки. Способ осуществляется следующим образом. Через нагнетательную скважину в пласт в виде оторочки закачивают гелеобразующую жидкость на основе нефелина, соляной кислоты и воды; продавливают ее в пласт водой и затем скважину останавливают на период гелеобразования. По истечении времени гелеобразования скважину пускают под закачку. 1 з.п. ф-лы, 2 табл., 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных и газовых месторождений с использованием химреагентов, и может быть применено при разработке террогенных коллекторов с поровой неоднородностью.

Известны способы разработке месторождений с применением различных реагентов (Ибрагимов Г. И. Хисамутдинов Н.И. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти. М. Недра, 1983). Однако известные способы недостаточно эффективны и имеют ряд значительных недостатков.

Известно, что в пластовых условиях в результате продвижения фронта нагнетаемой воды к добывающим скважинам образуются промытые зоны с высокой фазовой проницаемостью по воде, следствием чего является преждевременное обводнение продукции скважин, блокирование значительных остаточных запасов в недренируемых или слабодренируемых пропластках. Для более полного извлечения нефти из слабодренируемых зон известны способы разработки путем регулирования фильтрационных свойств водопромытых зон пласта с применением химреагентов, например полимеров, а в частности и гелеобразующих реагентов (Сургучев М. Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М. Недра, 1985).

Наиболее близким техническим решением является способ разработки обводненной нефтяной залежи, сущность которого сводится к тому, что через нагнетательные скважины закачивают порции воды с добавками химреагентов с выпадением осадка в пласте. Оторочки по пласту проталкивают закачиваемой водой.

Недостатком способа является его низкая эффективность из-за того, что выпадающий осадок заполняет лишь промытые водой проницаемые участки пласта [1] Цель изобретения повышение эффективности способа за счет закупоривания пласта образующейся гелеобразной массой по всему объему.

Поставленная цель достигается тем, что в пласт через нагнетательную скважину закачивают водный раствор на основе нефелина и соляной кислоты, проталкивают его водой и затем останавливают скважину на период гелеобразования раствора. При этом нефелин в водном закупоривающем растворе используют в количестве 3-15% а соляную кислоту 5-9% Закаченный закупоривающий раствор в пластовых условиях загустевает через определенное время с образованием устойчивой гелеобразной малоподвижной массы, заполняющей полностью или частично в зависимости от концентрации поры пласта. Это позволяет изменять направления фильтрационных потоков, выравнивать профили приемистости и притока и таким образом увеличивать полноту извлечения нефти за счет охвата пласта заводнением и подключения ранее не работавших пропластов и снизить количество воды в продукции добывающих скважин.

Нефелин представляет собой алюмосиликат натрия и калия структуры [Na(K)ALSiO₄] Физико-технические показатели его согласно ТУ 113-12-54-89 должны соответствовать нормам, указанным в табл. 1.

Способ осуществляется следующим образом.

Проводится подготовка нагнетательных скважин: промываются забои скважин; проверяется исправность устьевого оборудования; устанавливаются вентили высокого давления для контроля давления закачки и отбора проб закачиваемой жидкости; монтируются счетчики-расходомеры.

Проводится подготовка добывающих скважин: осмотр и ремонт подземного оборудования; проверка исправности оборудования.

Проводится контрольные гидродинамические и геофизические исследования водонагнетательных скважин и нефтедобывающих скважин.

Для реализации процесса подготовки закупоривающего раствора на основе нефелина и его закачивания необходимо использовать кислотостойкие емкости и агрегаты. Подготовку раствора производят в емкостях 10-100 м³ непосредственно у скважин. Так, на емкость 100 м³ необходимость взять 8-10 т нефелина, 90-92 т раствора соляной кислоты с массовой долей 7-9% приготовленного на пресной, закачиваемой или минерализованной воде. Время взаимодействия нефелина и соляной кислоты при перемешивании механическим путем и емкости при 20-25^oC составляет 40-90 мин. При проведении работ при температуре ниже 20^oC емкость можно дополнительно подогреть. В готовый раствор добавляют ингибитор коррозии, используемый при солянокислотной обработке, или используют выпускаемую промышленностью ингибированную соляную кислоту (марка Б).

Установлено, что при содержании в закупоривающем водном растворе нефелина в количестве 3-15% а соляной кислоты 5-9% в интервале температур 20-100^oC через 5-72 ч получается гелеобразная масса. Растворы, приготовленные с использованием меньшего содержания нефелина и соляной кислоты, образуют гелеобразное вещество через 10-15 сут. использование больших концентраций нефелина и соляной кислоты экономически нецелесообразно.

Объем рабочего раствора на одну скважинообработку, а также содержание нефелина и соляной кислоты в растворе определяют на основании геолого-физических характеристик пласта и уровня минерализации вод. Закачивание происходит при давлении, не превышающим допустимое. При повышении давления закачивание продолжают на более низкой скорости, если повышение давления продолжается, то закачивание прекращают. По окончании закачивания запланированного объема гелеобразующего раствора в скважину его проталкивают в пласт закачиваемой водой в объеме, определяемом на основании изучения гидродинамических и геофизических характеристик скважин. Затем перекрывают устье скважины и скважину останавливают на запрограммированное время с целью гелеобразования раствора в пластовых условиях. По истечении времени гелеобразования скважину переводят на рабочий режим работы.

Пример. По вышеописанной технологии была проведена и проводится закачка гелеобразующего раствора на основе нефелина в водонагнетательные скважины НГДУ "Бугурусланнефть", "Бузулукнефть", "Ишимбайнефть". Закачивание гелеобразующего раствора проводится по представленной схеме. Так, по описанной технологии на Красноярском и Султангуловско-Заглядинстком месторождениях соответственно в очаг 224 и 268 было закачено по 50 и 60 м³ гелеобразующего раствора.

Данные по скважинам представлены в табл.2.

Для приготовления гелеобразующего раствора использовали нефелин, техническую ингибированную соляную кислоту и закачиваемую воду плотностью d 1,07 кг/дм³.

Для закачивания в скв. 224 50 м³ закупоривающего раствора необходимо было смешать 5 т нефелина, 12 м³ технической ингибированной соляной кислоты с концентрацией 26 мас. и 28 м³ закачиваемой воды.

Объем рабочего раствора на одну скважинообработку брали из расчета 10 т на 1 м нефтенасыщенной толщины пласта для скв. 224 и 20 т на 1 м нефтенасыщенного толщины пласта для скв. 268.

Изобретение поясняется чертежом.

Закачивание закупоривающего раствора в пласт через скважину производят с помощью первого агрегата из первой емкости, в которой приготовленная водокислотная смесь нефелина находится 90 мин, т.е. в течение времени, достаточного для взаимодействия нефелина и кислоты. В первую емкость водокислотная смесь нефелина попадает из смесителя, в котором смешивают техническую соляную кислоту, подаваемую из кислотовоза, и смесь воды и нефелина, подаваемую вторым агрегатом из второй емкости.

Необходимая концентрация кислоты (в данном случае 8%) при приготовлении закупоривающего раствора достигается путем разницы в скоростях подачи кислоты и смеси воды и нефелина. Процесс заполнения первой емкости непрерывен.

После окончания закачивания закупоривающего раствора проводят очистку забоя скважины промыванием водой ствола и затрубного пространства скважины и проталкивают раствор закачиваемой водой объемом 40 м³. Затем поднимают НКТ и скважину оставляют на реакцию гелеобразования на 72 ч (контроль за временем гелеобразования ведут по пробе, отобранной из пкрвой емкости). По истечении установленного времени гелеобразования НКТ спускают с промывкой до забоя и определяют приемистость скважины. В случае отсутствия приемистости производят ее восстановление методом промывки с последующей декомпрессией. Затем скважину пускают в работу.

Данная технология отличается простотой и легко реализуема в промысловых условиях с использованием существующей техники. Исходные реагенты (нефелин и соляная кислота) доступны и достаточно дешевы.

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтяных месторождений, включающий закачку в пласт через нагнетательную скважину водного закупоривающего раствора, содержащего химреагенты, проталкивание его в пласт водой и отбор нефти через добывающую скважину, отличающийся тем, что в качестве химреагентов используют нефелин и соляную кислоту и после проталкивания закупоривающего раствора в пласт водой нагнетательную скважину останавливают на период гелеобразования химреагентов.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что нефелин в водном закупоривающем растворе используют в количестве 3 15% а соляную кислоту 5 9%

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2