Способ разработки нефтяной залежи

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с низкопроницаемым коллектором. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи. Сущность изобретения: проводят отбор нефти через добывающие скважины, закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и проведение интенсификационных работ. При проведении интенсификационных работ на забое нагнетательной скважины размещают щелочной, щелочноземельный металл или сплав на его основе в изолированном от скважинной жидкости виде. Организуют контактирование щелочного, щелочноземельного металла или сплава на его основе со скважинной жидкостью. Закачивают продукты реакции в призабойную зону скважины. Проводят технологическую выдержку. Закачивают раствор глинокислоты. Продукты реакции продавливают в пласт рабочим агентом. Перед продавкой продуктов реакции в пласт проводят технологическую выдержку, отбирают из призабойной зоны пластовую жидкость в объеме, меньшем объема закачки глинокислоты, и промывают скважину. Перед проведением интенсификационных работ заполняют забой скважины кислотным раствором. 2 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с низкопроницаемым коллектором.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины [1].

Известный способ не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с достижением высокой нефтеотдачи.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и раствора поверхностно-активного вещества [2].

Известный способ позволяет отобрать из залежи основные запасы нефти, однако часть запасов остается в залежи, особенно в пластах с низкопроницаемыми коллекторами, что снижает нефтеотдачу залежи.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор нефти через добывающие скважины, закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и проведение интенсификационных работ, согласно изобретению, при проведении интенсификационных работ на забое нагнетательной скважины размещают щелочной, щелочноземельный металл или сплав на его основе в изолированном от скважинной жидкости виде, организуют контактирование щелочного, щелочноземельного металла или сплава на его основе со скважинной жидкостью, закачивают продукты реакции в призабойную зону скважины, проводят технологическую выдержку и закачивают раствор глинокислоты, а продукты реакции продавливают в пласт рабочим агентом. Перед продавкой продуктов реакции в пласт проводят технологическую выдержку, отбирают из призабойной зоны пластовую жидкость в объеме, меньшем объема закачки глинокислоты, и промывают скважину. Перед проведением интенсификационных работ заполняют забой скважины кислотным раствором.

Признаками изобретения являются: 1. отбор нефти через добывающие скважины; 2. закачка через нагнетательные скважины рабочего агента; 3. проведение интенсификационных работ; 4. при проведении интенсификационных работ размещение на забое нагнетательной скважины щелочного, щелочноземельного металла или сплава на его основе в изолированном от скважинной жидкости виде; 5. организация контактирования щелочного, щелочноземельного металла или сплава на его основе со скважинной жидкостью; 6. закачка продуктов реакции в призабойную зону скважины; 7. проведение технологической выдержки; 8. закачка раствора глинокислоты; 9. продавка продуктов реакции в пласт рабочим агентом;
10. перед продавкой продуктов реакции в пласт проведение технологической выдержки;
11. отбор из призабойной зоны пластовой жидкости в объеме, меньшем объема закачки глинокислоты;
12. промывка скважины;
13. перед проведением интенсификационных работ заполнение забоя скважины кислотным раствором.

Признаки 1 - 3 являются сходными с прототипом, признаки 4 - 9 являются существенными отличительными признаками изобретения, признаки 10 - 13 являются частными признаками изобретения.

Сущность изобретения
Известные способы разработки нефтяных залежей позволяют отобрать из залежи основные запасы нефти, однако часть запасов остается в залежи, особенно в пластах с низкопроницаемыми коллекторами, что снижает нефтеотдачу залежи. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующей совокупностью операций.

При разработке нефтяной залежи производят отбор нефти через добывающие скважины, закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и проведение интенсификационных работ в нагнетательных скважинах. При проведении интенсификационных работ на забое нагнетательной скважины размещают щелочной, щелочноземельный металл или сплав на его основе в изолированном от скважинной жидкости виде, например в алюминиевой оболочке. Организуют контактирование щелочного, щелочноземельного металла или сплава на его основе со скважинной жидкостью. Закачивают продукты реакции в призабойную зону скважины. Проводят технологическую выдержку. Закачивают раствор глинокислоты.

Для проведения интенсификационных работ выбирают нагнетательную скважину, не принимающую или почти не принимающую рабочий агент. В зоне влияния этой скважины, как правило, имеются невыработанные нефтяные зоны. В результате интенсификационных работ удается повысить приемистость нагнетательной скважины, повысить степень охвата продуктивного пласта воздействием, подключить к разработке участок залежи. Нефтеотдача залежи возрастает.

Щелочной, щелочноземельный металл или сплав на его основе поставляют на забой скважины в виде герметизированных капсул, представляющих собой обернутую в тонкостенную алюминиевую оболочку навеску металла или сплава. Герметизированные капсулы спускают на забой скважины в контейнере на колонне насосно-компрессорных труб или кабеле. При спуске на колонне насосно-компрессорных труб на забой скважины используют перфорированный контейнер или контейнер с нижним открытым концом. На забой скважины закачивают кислотный раствор, растворяющий алюминиевую оболочку. Происходит контактирование скважинной жидкости, основу которой составляет вода, со щелочным, щелочноземельным металлом или сплавом на его основе. При спуске на кабеле используют герметичный контейнер с возможностью его открытия на забое скважины подрывом мембраны. В этом случае перед загрузкой в контейнер нарушают герметичность герметизированных капсул, а контактирования скважинной жидкости со щелочным, щелочноземельным металлом или сплавом на его основе достигают при подрыве мембраны. В результате контактирования скважинной жидкости со щелочным, щелочноземельным металлом или сплавом на его основе выделяется большое количество тепла, прогревается призабойная зона, расплавляются и растворяются кольматирующие элементы, увеличивается приемистость скважины.

Важным моментом является закачка в призабойную зону продуктов реакции щелочного, щелочноземельного металла или сплава на его основе со скважинной жидкостью и последующая их закачка в продуктивный пласт рабочим агентом. Продукты реакции имеют щелочную реакцию и способны проявлять отмывающие свойства, что положительно сказывается на проницаемости призабойной зоны и нефтевытесняющих свойствах. Проведение технологической выдержки способствует растворению кольматирующих элементов и отмыванию загрязнений. В пласте щелочные продукты реакции реагируют с сульфокислотными нефтяными компонентами и образуют поверхностно-активные вещества на молекулярном уровне в нефти.

Продавка за продуктами реакции в призабойную зону и далее в пласт глинокислоты приводит к частичной реакции глинокислоты и продуктов реакции щелочного, щелочноземельного металла или сплава на его основе со скважинной жидкостью. В результате связывается и переводится в растворимую форму ранее нерастворимая часть солей коллектора и кольматирующих элементов. Кроме того, глинокислота оказывает еще и свое классическое действие как глинокислота. После этого производят промывку скважины, подъем оборудования, спуск колонны насосно-компрессорных труб с воронкой или пакером и приступают к разработке нефтяной залежи, т. е. закачивают рабочий агент через нагнетательную скважину.

На ряде скважин после закачки глинокислоты проводят технологическую выдержку, затем снижают давление в призабойной зоне скважины для выноса загрязнений из призабойной зоны скважины и проводят отбор пластовой жидкости из призабойной зоны скважины в объеме, меньшем объема закачки глинокислоты. Промывают скважину. Вынос загрязнений способствует очистке призабойной зоны скважины и увеличению приемистости скважины. Отбор пластовой жидкости из призабойной зоны скважины в объеме, меньшем объема закачки глинокислоты, способствует сохранению в призабойной зоне продуктов реакции щелочного, щелочноземельного металла или сплава на его основе со скважинной жидкостью и последующей их закачке в пласт.

В некоторых скважинах перед проведением интенсификационных работ заполняют забой скважины кислотным раствором, например раствором соляной кислоты. При этом кислота реагирует с алюминиевой оболочкой и разрушает ее. Реакция щелочного, щелочноземельного металла или сплава на его основе протекает со скважинной жидкостью в кислотной среде с большим выделением тепла.

В качестве глинокислоты используют смеси растворов соляной и фтористоводородной кислоты, например смесь 12%-ного водного раствора соляной кислоты и 3%-ного водного раствора фтористоводородной кислоты.

Примеры конкретного выполнения
Пример 1. Разрабатывают нефтяную залежь Мишкинского месторождения со следующими характеристиками: средняя глубина залегания - 1170 м, толщина пласта - 6 м, пористость 18,7%, проницаемость - 0,095 мкм², нефтенасыщенность - 0,82, пластовая температура - 23^oC, пластовое давление -12,1 МПа, вязкость нефти в пластовых условиях - 18,4 мПа · с, плотность нефти в пластовых условиях - 0,874 т/м³, абсолютная отметка водонефтяного контакта - (-1040 м), давление насыщения нефти газом - 9,17 МПа, газосодержание - 16,4 м³/т.

Разрабатывают нефтяную залежь в течение 20 лет. Ведут отбор нефти через добывающие скважины и закачку через нагнетательные скважины рабочего агента. В качестве рабочего агента используют сточную воду с плотностью 1,17 т/м³, содержащую следы нефтепродуктов и механических примесей. Проводят интенсификационные работы. На забое нагнетательной скважины с нулевой приемистостью размещают щелочной металл в изолированном от скважинной жидкости виде. Спускают на забой скважины на колонне насосно-компрессорных труб перфорированный контейнер с размещенными в нем 15 сплошными герметизированными алюминиевыми капсулами, заполненными щелочным металлом - натрием. Толщина стенки сплошных герметизированных алюминиевых капсул составляет 0,11 мм. Общий вес натрия составляет 8 кг. Алюминиевые капсулы представляют собой алюминиевые тубы, завальцованные с торцев. Прокачивают по колонне насосно-компрессорных труб 12%-ный водный раствор соляной кислоты до заполнения перфорированного контейнера и затрубного пространства на забое скважины кислотным раствором. Проводят технологическую выдержку до разрушения сплошных герметизированных алюминиевых капсул кислотным раствором. Натрий контактирует с кислотной скважинной жидкостью. Проводят технологическую выдержку для прогрева призабойной зоны скважины. Скважина начинает принимать жидкость. Продукты реакции закачивают в призабойную зону скважины и проводят технологическую выдержку в течение 12 час. Закачивают в призабойную зону скважины 6 м³ глинокислоты и проводят технологическую выдержку в течение 12 час. Скважину промывают, поднимают оборудование, спускают колонну насосно-компрессорных труб с пакером, ставят пакер и приступают к закачке рабочего агента.

Пример 2. Выполняют, как пример 1. После закачки в призабойную зону скважины 6 м³ глинокислоты и проведения технологической выдержки в течение 12 час в скважину спускают струйный насос, создают разрежение на забое скважины и отбирают из призабойной зоны 4 м³ скважинной жидкости с загрязнениями.

Пример 3. Выполняют, как пример 1. Спускают на забой скважины на кабеле герметизированный контейнер с размещенными в нем 15 алюминиевыми капсулами, заполненными щелочным металлом - калием. Толщина стенки сплошных герметизированных алюминиевых капсул составляет 0,11 мм. Общий вес калия составляет 8 кг. Алюминиевые капсулы представляют собой алюминиевые трубы, завальцованные с торцев. Перед загрузкой ножом разрезают поверхность алюминиевых капсул, за счет чего нарушают сплошность герметизированных алюминиевых капсул. В качестве герметизированного контейнера используют корпус кумулятивного перфоратора с заглушками в отверстиях и разрушаемой взрывчатым веществом мембраной в нижней части. По кабелю пропускают электрический ток и подрывают взрывчатое вещество, разрушающее мембрану. Скважинная жидкость с большой скоростью устремляется внутрь контейнера и выбивает заглушки из отверстий перфоратора. Натрий контактирует со скважинной жидкостью. Продукты реакции закачивают в призабойную зону скважины.

В результате работ по примерам 1 - 3 приемистость нагнетательных скважин увеличивается от 0 до 100-150 м³/сут. Через 60 сут. отмечается увеличение доли нефти в ближайших добывающих скважинах.

Источники информации
1. И. М. Муравьев и др. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений.- М.: Недра, 1970, с. 102-103.

2. Р.С. Хисамов. Особенности геологического строения и разработки многопластовых нефтяных месторождений. Казань: Мониторинг, 1996, с. 67 - прототип.

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и проведение интенсификационных работ с размещением на забое нагнетательных скважин щелочноземельного металла, отличающийся тем, что при проведении интенсификационных работ на забое нагнетательной скважины размещают щелочной, или щелочноземельный металл, или сплав на его основе в изолированном от скважинной жидкости виде, организуют контактирование щелочного, или щелочноземельного металла, или сплава на его основе со скважинной жидкостью, закачивают продукты реакции в призабойную зону скважины, проводят технологическую выдержку и закачивают раствор глинокислоты, а продукты реакции продавливают в пласт рабочим агентом.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что перед продавкой продуктов реакции в пласт проводят технологическую выдержку, отбирают из призабойной зоны пластовую жидкость в объеме, меньшем объема закачки глинокислоты, и промывают скважину.

3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что перед проведением интенсификационных работ заполняют забой скважины кислотным раствором.