Способ разработки нефтяных месторождений

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторождений с поддержанием пластового давления методом заводнения. Обеспечивает снижение затрат и повышение экологичности способа. Сущность способа: в призабойную зону пласта закачивают технологическую жидкость. В ней размещают генератор ультразвукового излучения. В высокопроницаемых участках и трещинах призабойной зоны создают гидрофобный барьер с малой проницаемостью для воды и высокой для нефти. В качестве активной жидкости применяют жидкость с поверхностным натяжением на границе с паром в пределах 20-35 мПа·с^-1, плотностью, превышающей плотность воды, используемой для заводнения, не менее чем на 100 кг/м³, и вязкостью, равной вязкости водной фазы или превышающей ее не более чем в 20 раз. Диапазон частот ультразвукового излучения принимают 10-15, 22-44 и 320-960 кГц. При этом осуществляют очистку призабойной зоны от осадков и прочих кольматирующих пласт отложений путем их диспергирования и растворения под воздействием ультразвука в среде активной жидкости до их превращения в тонкодиопероную суспензию с размером твердых частиц в пределах 0,5-20 мкм и их использование для создания гидрофобного барьера, 4 з.п.ф-лы, 2 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам разработки нефтяных месторождений с поддержанием пластового давления методом заводнения. Эти способы направлены на повышение нефтеотдачи пластов, однако в неоднородных по проницаемости пластах, что характерно для большинства нефтяных месторождений, часто происходят преждевременные прорывы воды в добывающие скважины. В результате тратится большое количество энергии на непроизводительную закачку воды и подъем ее на поверхность в добывающие скважины. Наличие прослоев с высокой проницаемостью приводит к прекращению фильтрации нагнетаемой воды в низкопроницаемые пропластки, т.е. отключению их из разработки. Кроме того, прорыв воды к забоям добывающих скважин приводит к повышению давления в высокообводненных пропластках, что приводит к снижению притока нефти и из других слабодренируемых участков пласта в высокопроницаемые участки, а это, в свою очередь, ведет к снижению объема извлекаемой нефти и возникновению в пласте невыработанных зон и участков.

Известны способы устранения преимущественной фильтрации закачиваемой воды по наиболее проницаемым пропласткам и снижения обводненности добываемой продукции путем создания в высокопроницаемых участках пласта водоизолирующих барьеров путем создания в высокопроницаемых участках пласта водоизолирующих барьеров закачкой различных дисперсий волокнистых, гранулированных и порошкообразных материалов, эмульсий, пен, а также различных геле- или осадкообразующих и твердеющих составов (Повышение эффективности работы водонагнетательных скважин. Обзорная информация. ВНИИОЭНГ, серия "Нефтепромысловое дело", М., 1982 г. N 22 (46) 34 с.; Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти. Справочник. М. 1991 г., с. 46-72; Современные методы повышения нефтеотдачи и новые технологии на месторождениях Российской Федерации. Нефтяное хозяйство, N 10, 1993 г., с. 6-15).

Эти методы направлены на повышение коэффициента вытеснения, однако недостаточная эффективность методов, технические сложности их осуществления, необходимость создания специального оборудования для диспергирования, растворения и закачки применяемых реагентов и составов, а также высокая стоимость некоторых из них, являются сдерживающими факторами их широкого внедрения на нефтяных месторождениях. Кроме того, особое значение при реализации известных способов выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и снижения обводненности добывающих скважин отводится подготовительным работам, связанным с очисткой призабойной зоны пласта, особенно его высокопроницаемых пропластков, от кольматирующих осадков, состоящих из твердых минеральных частиц различного размера и химической природы и вязкой (мазеобразной) органической массы, представленной в основном высокоплавкими парафиновыми и тяжелыми асфальто-смолистыми компонентами (АСПК) нефти, осложняющими, а в ряде случаев делающими невозможным, без их удаления, осуществление процесса закачки в пласт тех или иных водоизолирующих агентов.

Чаще всего для очистки призабойной зоны пласта применяют различного вида кислотные или тепловые обработки, нагнетание ПАВ и других реагентов, что приводит к дополнительному существенному осложнению и удорожанию применения известных способов выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и снижения темпов обводнения добывающих скважин.

Известен способ эксплуатации нефтяной скважины (патент RU 2094594 C1, 6, Е 21 В 43/00, 27.10.97., Бюл N 30), где для создания условий и бесперебойного процесса извлечения нефти в добывающую скважину с поверхности через лубрикатор на канате-кабеле спускают настроенный на режим кавитации (15-100 кГц) вибрирующий акустический излучатель до отметки давления насыщения нефти в скважине. Затем, для создания газовыделения (искусственного возникновения газлифта) начинают совершать возвратно-поступательное движение источника акустических колебаний выше и ниже этой отметки.

Недостаток способа - незначительный и кратковременный эффект ультразвукового воздействия на газовыделение нефти. При эксплуатации обводненной нефтяной скважины данным способом возможно образование стойкой высокодисперсной эмульсии воды в нефти, что отрицательно влияет на процесс промысловой подготовки нефти.

В другом известном способе обработки призабойной зоны пласта скважин (RU 2105874 C1, 6 Е 21 В 43/25, 27.02.98, Бюл. 6) генератор импульсного давления опускают в зону перфорации скважины и после его остановки напротив нижнего участка с наибольшей нефтегазонасыщенностью и интенсивностью потока подают импульс воздействия с энергией 250 - 400 кДж и длительностью колебания ударных волн до их полного затухания, затем генерируют импульсы с энергией 6-8 кДж и частотой 10-15 Гц. После окончания импульсной обработки и перед подъемом генератора из скважины на поверхность в интервале зоны перфорации для более полной очистки призабойной зоны пласта от механических примесей и интенсификации притока в зоне обработки создают глубокую депрессию.

Недостаток способа - извлечение на поверхность продуктов очистки призабойной зоны паста и вероятность увеличения водопритока в добывающих скважинах в результате образования в призабойной зоне пласта сети дополнительных микротрещин при воздействии на пласт ударных импульсов с энергией 250-400 кДж.

Известен способ обработки призабойной зоны нефтяных скважин и устройство для его осуществления (патент RU N 2055979 C1, 6 E 21 B 43/00, 10.03.96 г., бюл. N 7) взятый за прототип предлагаемому, включающий остановку скважины, закачку в нее солевого раствора, установку на уровне обводненного пропластка акустического излучателя и при циклическом перемещении излучателя воздействие на призабойную зону в диапазоне частот 22-42 кГц в течение 0,5-1,0 часа ультразвуковым полем мощностью 0,05-2,5 кВт. Затем акустический излучатель извлекается на поверхность и скважина запускается в работу.

Использование солевого раствора (минерализованной воды) с низкой активностью (растворяющей и пептизирующей способностью) по отношению к АСПК нефти, в качестве технологической жидкости, в среде которой производится ультразвуковая очистка призабойной зоны пласта от кольматирующих образований, содержащих значительное количество АСПК, является основным недостатком данного способа. Кроме того, диапазон частот 22-42 кГц не является единственно оптимальным для осуществления процесса ультразвуковой очистки (диспергирования) твердых тел.

Цель изобретения - совершенствование способа разработки нефтяных месторождений при одновременном снижении затрат и повышения экологичности способа путем использования для создания в высокопроницаемых участках и трещинах призабойной зоны гидрофобного барьера с малой фазовой проницаемостью для воды и высокой для нефти. При этом, тонко дисперсная суспензия твердых частиц образуется непосредственно в процессе очистки призабойной зоны от осадков и прочих кольматирующих пласт отложений путем их диспергирования и растворения под действием ультразвука в диапазоне частот 10-15 кГц, 22-44 кГц и 320-960 кГц в среде активной технологической жидкости до их превращения в тонкодисперсную суспензию с размером частиц в пределах 0,5-20 мкм и их использование для создания в высокопроницаемых участках пласта гидрофобного водоизолируещего барьера. В качестве технологической жидкости используют активную жидкость с поверхностным натяжением на границе жидкость-пар в пределах 20-35 мПа·см (эрг/см²), плотностью, превышающей плотность воды, используемой для заводнения не менее чем на 100 кг/м³ и вязкостью, равной вязкости водной фазы или превышающую ее не более чем в 20 раз. Технологическими жидкостями с указанными параметрами, которые, исходя из общих представлений о механизме диспергирования твердых тел в жидкости в ультразвуковом поле, оказывают существенное влияние на процесс диспергирования являются: - смеси (растворы) маловязких нефтей (нефтепродуктов) и тяжелых неполярных жидкостей, например, тетрахлорметана (ГОСТ 20288-74), реагента АПК (ТУ-122-199-05-76-34-68-94) и др. и - растворы различных поверхностно-активных веществ (ПАВ) в минерализованной воде с плотностью, отвечающей вышеуказанным требованиям, и концентрацией обеспечивающей вышеуказанным требованиям, и концентрацией обеспечивающей снижение поверхностного натяжения раствора на границе с воздухом (паром) до требуемых значений.

Ультразвуковое диспергирование (разрушение) твердого тела в жидкой среде (Ультразвуковая технология, М., "Металлургия", 1974 г., с. 285-293, Ультразвуковая техника, вып. 2, 1963 г. с. 52-57) определяется в основном процессами кавитации и акустическими микропотоками. Образующиеся под действием ультразвука кавитационные пузырьки концентрируются в основном на частицах твердого тела на микротрещинах и неровностях на их поверхности. Затем, под действием интенсивных микропотоков, образующихся при пульсациях кавитационных пузырьков поры, углубления и микротрещины на поверхности частиц заполняются жидкостью. При этом газ (паровая фаза жидкости) внутри кавитационной полости, размеры которой уменьшаются примерно до 1 мкм, сжимается до нескольких тысяч атмосфер. Вторичное мгновенное расширение пузырька обуславливает микроударное действие кавитации, которое и приводит к раскалыванию (диспергированию) частиц твердого тела.

Исходя из этих представлений следует, что чем ниже значения вязкости и поверхностного натяжения у жидкости и выше ее плотность, тем эффективнее протекают указанные процессы кавитации. Свойства твердого тела (хрупкость, твердость, сплошность) также оказывают существенное влияние на частоту, интенсивность и продолжительность ультразвукового диспергирования частиц в той или иной жидкости и на качество получаемой дисперсии. Так, например, лучшая дисперсность (размер частиц не менее 0,1 мкм) для каолина в воде получается при частоте 960 кГц, для монморилонита при частоте 320 кГц, гипса при частоте 16 кГц, органических твердых материалов - 22 и 42 кГц.

В этой связи, в предлагаемом способе, оптимальную частоту ультразвукового генератора, в каждом конкретном случае устанавливают на основании данных микроанализа дисперсий, получаемых при различных частотах диспергирования осадка, отобранного из призабойной зоны, в среде технологической жидкости.

Учитывая влияние на кавитационные процессы вязкости и поверхностного натяжения жидкости на границе с паровой фазой, чем ниже эти параметры, тем более эффективно происходит процесс диспергирования, в предлагаемых технологических жидкостях эти параметры берутся по минимуму. Плотность активных технологических жидкостей, которая закачивается в скважину под слой пластовой воды, чтобы не произошло ее смешение с пластовой водой, должна обладать большей плотностью не менее чем на 100 кг/м³.

Таким образом, основными отличительными признаками предлагаемого способа являются: 1. Спуск НКТ до забоя скважины.

2. Нагнетание по НКТ технологической жидкости.

3. Подъем НКТ на поверхность.

4. Спуск в скважину до забоя генератора ультразвукового излучения.

5. Установление оптимальных параметров ультразвукового воздействия на призабойную зону на основе предварительных лабораторных испытаний при различных частотах, интенсивности и времени ультразвукового диспергирования осадка, отобранного из призабойной зоны в той или иной технологической жидкости, обеспечивающей получение дисперсии с размером частиц твердой фазы в пределах 0,5 - 20 мк.

6. Использование для эффективного диспергирования в призабойной зоне осадков в ультразвуковом поле активных технологических жидкостей, имеющих поверхностное натяжение на границе жидкость-пар в пределах 20-35 мПа·с^-1 (эрг/см²), плотность, превышающую плотность воды, используемой для заводнения не менее чем на 100 кг/м³ и вязкость, равную вязкости водной фазы или превышающую ее не более чем в 20 раз. В качестве таких жидкостей предлагается использовать смеси (растворы) маловязких нефтей и жидких нефтепродуктов и тяжелых, неполярных жидкостей (например, тетрахлорметана, реагента АПК (ТУ-2122-199-05-76-34-68-94) или растворов различных поверхностно-активных веществ (ПАВ) в минерализованной воде, с плотностью, отвечающей вышеуказанным требованиям и концентрацией ПАВ в растворе, обеспечивающей снижение поверхностного натяжения раствора на границе жидкость-пар в пределах 20-35 мПа·с^-1.

7. Использование для создания в высокопроницаемых участках и трещинах призабойной зоны гидрофобного барьера, проницаемого для нефти и мало проницаемого для воды, твердых гидрофобных частиц размером в пределах 0,5 - 20 мк, получаемых непосредственно на забое скважины диспергированием ультразвуком в активной технологической жидкости различных по размеру и химической природе твердых минеральных частиц, входящих в состав обрабатываемого осадка.

8. Использование в качестве реагентов-гидрофобизаторов поверхности твердых частиц и горной породы пласта - АСПК нефти, входящих в состав осадков, которые в активной технологической жидкости под действием ультразвука образуют молекулярные или коллоидно-дисперсные системы.

9. Использование, после завершение процесса обработки ультразвуком призабойной зоны пласта, образующейся тонкодисперсной гидрофобной дисперсии твердых частиц и АСПК нефти в полном объеме для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин или создания водоизолирующего барьера в добывающих скважинах.

Признаки 1, 2, 3 и 4 являются общими с прототипом и известными способами, признаки 5, 6, 7, 8, и 9 не выявлены в известных в данной области технических решениях. Следовательно, заявляемый способ соответствует критерию изобретения "существенные отличия".

Способ реализуется следующим образом: - на скважине, запланированной для проведения ОПЗ, с учетом геолого-физических характеристик пласта и текущих показателей разработки и результатов предварительных лабораторных испытаний определяют тип активной жидкости (АЖ), которую для конкретного случая следует применять в качестве среды для ультразвуковой обработки призабойной зоны и основные параметры работы генератора ультразвукового излучения.

В зависимости от типа АЖ, процедура ее приготовления включает для АЖ на углеводородной основе: - смешение маловязкой нефти или любого нефтепродукта (бензина, керосина и т. д. ) с тяжелой неполярной маловязкой жидкостью, например, тетрахлорметаном (ГОСТ 20288-74) или реагентом АПК (ТУ-2122-199-05-76-34-68-94) в таком соотношении объемов, чтобы удельный вес (плотность полученной смеси (раствора) превышала плотность воды, применяемой в системе поддержания пластового давления (ППД), не менее чем на 100 кг/м³. Учитывая, что плотность воды, применяемой для системы ППД колеблется в пределах 1000-1120 кг/м³, то, соответственно, плотность АЖ на углеводородной основе может колебаться в пределах 1100-1220 кг/м³. Исходя из химической природы смешиваемых неполярных жидкостей, обладающих низкими значениями поверхностного натяжения на границе жидкость-газ, АЖ на углеводородной основе будет иметь значения поверхностного натяжения, не превышающие 20-35 мПа·с^-1 (эрг/см²) и вязкость в пределах 1-20 сПз при температуре 20^oC.

Для АЖ на водной основе (используют любую пластовую воду, т.е. воду с наибольшей минерализацией): - растворение расчетного количества, колеблющегося в пределах 5-10% массовых водорастворимого ПАВ (преимущественно неионогенного типа) например, неонол АФ-12 (ТУ 38.507-63-171-91), СНО-3Б (ТУ 39-579-46-88) и др., обеспечивающего снижение поверхностного натяжения воды на границе с паром с 72-73 мПа·с^-1 (эрг/см²) и, если это необходимо, дополнительное растворение в пластовой воде определенного количества хлористых солей, например, хлористого кальция, натрия и др., с тем, чтобы плотность АЖ на водной основе превышала плотность воды, используемой в системе ППД, не менее чем на 100 кг/м³.

После спуска НКТ до забоя скважины. При открытой задвижке на затрубье. Осуществляют закачку по НКТ в призабойную зону расчетного количества АЖ, который, в зависимости от мощности (толщины) обрабатываемого продуктивного пласта и цели проведения ОПЗ, колебаться в пределах 5-25 м³; подъем НКТ на поверхность; спуск генератора ультразвукового излучения; воздействия ультразвуком на призабойную зону в течение заданного времени, необходимого для осуществления в среде АЖ процессов диспергирования и растворения накопленных в призабойной зоне осадков и кольматирующих отложений с образованием тонкодисперсной гидрофобной суспензии; подъем генератора ультразвукового излучения; задавливание суспензии в высокопроницаемые участки пласта и пуск скважины в работу.

Как следует из вышеизложенного, при реализации разработанного способа обработки ОПЗ отсутствует операция извлечения на поверхность продуктов очистки призабойной зоны пласта, что повышает экологическую чистоту способа. Эффективность разработанного способа доказывается экспериментальными данными результатов диспергирования и растворения различных осадкообразующих материалов и нефтешламов в водной среде (способ по прототипу) и в АЖ разного типа (таблица 1), а также данных таблицы 2 по характеру изменения фазовой проницаемости (скорости фильтрации) воды и нефти через высокопроницаемую колонку неоднородной модели пласта, приготовленную в соответствии с СТП 0148070-013-91 "Методика проведения лабораторных исследований по вытеснению нефти реагентами" до и после ее обработки гидрофобной тонкодисперсной суспензией, получаемой с помощью ультразвука в среде АЖ разного типа и разных осадкообразующих материалов (разработанный способ) и то же после обработки в соленой воде (способ по прототипу). В качестве генератора ультразвука применялся лабораторный ультразвуковой диспергатор УЗДН-2Т с номинальными частотами генерирования 22-44 кГц, выходной мощностью 400 Вт (максимальной - более 1000 Вт), работающий при частоте электрического тока 50 Гц и напряжении 220 В.

Из сопоставления данных, приведенных в табл. 1 и 2, следует, что предлагаемый способ позволяет эффективно осуществлять процесс диспергирования осадков и отложений различного типа путем их перевода под действием ультразвука в активной жидкой среде, обладающей определенными свойствами, в гидрофобную тонкодисперсную суспензию с размерами частиц до 0,5 мкм и не превышающих 20 мкм, чего не наблюдалось при ультразвуковом диспергировании осадков в пластовой или пресной воде (способ по прототипу).

Обработка такой гидрофобной тонкодисперсной суспензией высокопроницаемых участков пласта, как это показывают исследования на модельных системах. Приводит к значительному (от 2 до 27,5 раза) снижению скорости фильтрации воды при сравнительно небольшом (от 1,07 до 1,3 раза) снижении скорости фильтрации нефти. В то же время, по способу-прототипу при аналогичных условиях ультразвуковой обработки осадков, образовывалась хлопьевидная расслаивающаяся дисперсная система, с размером частиц 1000 и более мкм, которые при фильтрации через высокопроницаемую модель пласта отфильтровывались на ее поверхности, что быстро приводило к прекращению фильтрации через такой "закольматированный" пласт как воды, так и нефти.

Способ приготовления и характеристика анализируемых дисперсий приведены в таблице 1.

Условия фильтрации во всех опытах были постоянными, объем закачиваемой суспензии соответствовал 1 объему порового пространства пласта.

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтяных месторождений, включающий спуск насосно-компрессорных труб до забоя скважины, закачку по этим трубам в призабойную зону пласта технологической жидкости, подъем насосно-компрессорных труб на поверхность, спуск в скважину и размещение в объеме технологической жидкости против отрабатываемого интервала пласта генератора ультразвукового излучения с регулируемым диапазоном частот и создание в высокопроницаемых участках и трещинах призабойной зоны пласта гидрофобного барьера с малой фазовой проницаемостью для воды и высокой для нефти, отличающийся тем, что в качестве технологической жидкости используют активную жидкость с поверхностным натяжением на границе жидкость - пар в пределах 20 - 35 мПа · с^-1, плотностью, превышающей плотность воды, используемой для заводнения, не менее чем на 100 кг/м³ и вязкостью, равной вязкости водной фазы или превышающей ее не более чем в 20 раз, а диапазон частот ультразвукового излучения принимают 10 - 15, 22 - 44 и 320 - 360 кГц, при этом осуществляют очистку призабойной зоны от осадков и прочих кольматирующих пласт отложений путем их диспергирования и растворения под воздействием ультразвука в среде активной жидкости до их превращения в тонкодисперсную суспензию с размером твердых частиц в пределах 0,5 - 20 мкм и их использование для создания гидрофобного барьера.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве активной жидкости используют растворы маловязких нефтей или нефтепродуктов и тяжелой неполярной жидкости, например тетрахлорметана, реагента АПК или 5 - 10% растворы различных поверхностно-активных веществ, преимущественно неиногенных, в минерализованной воде с плотностью, превышающей плотность воды, используемой в системе заводнения, не менее чем на 100 кг/м³.

3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что установление оптимальных параметров ультразвукового воздействия на призабойную зону производят на основании проведения предварительных лабораторных испытаний условий ультразвукового диспергирования осадка, отобранного из призабойной зоны в активной жидкости.

4. Способ по любому из пп.1 - 3, отличающийся тем, что в качестве реагентов-гидрофобизаторов поверхности горной породы пласта используют асфальто-смолистые и парафиновые компоненты нефти, входящие в состав осадков и образующие под действием ультразвука в активной технологической жидкости молекулярно и коллоидно растворенные дисперсные системы.

5. Способ по любому из пп.1 - 4, отличающийся тем, что после завершения процесса обработки ультразвуком призабойной зоны скважины, образовавшуюся тонкодисперсную гидрофобную систему в полном объеме используют для добывающих скважин для создания гидрофобного барьера или для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4

MM4A Досрочное прекращение действия патента из-за неуплаты в установленный срок пошлины заподдержание патента в силе

Дата прекращения действия патента: 11.09.2009

Дата публикации: 20.01.2011

---