Способ разработки нефтяных месторождений

 

Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано для вытеснения нефти из пласта. Техническим результатом является повышение охвата пласта заводнением и интенсификация добычи нефти из низкопроницаемых нефтенасыщенных зон с применением пенных систем. В способе разработки нефтяных месторождений, включающем вытеснение нефти из продуктивных пластов с применением чередующихся закачек пенообразующего раствора - водного раствора поверхностно-активного вещества ПАВ и газа, газ закачивают в объеме, позволяющем преобразовывать в пласте пенообразующий раствор в пенную оторочку с условной кратностью 4 - 5, затем в образовавшуюся пенную оторочку закачивают водный раствор ПАВ в объеме, позволяющем преобразовывать ее в более подвижную в пласте газожидкостную оторочку с условной кратностью 1,1 - 1,2, затем в образовавшуюся газожидкостную оторочку закачивают газ до преобразования ее вновь в пенную оторочку, при этом газ закачивают до момента снижения темпов роста давления закачки, а водный раствор ПАВ - до снижения давления закачки. Закачки водного раствора ПАВ и газа чередуют до экономически целесообразной выработки нефтяных месторождений. 1 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений с заводнением пласта.

Известен способ разработки нефтяных месторождений, предусматривающий вытеснение нефти из продуктивных пластов закачкой в них газа и воды [1].

Недостаток известного способа состоит в том, что для его реализации требуется большой объем газа. Кроме того, фронт продвижения газа отстает от фронта вытеснения.

Известны способы разработки нефтяных месторождений путем вытеснения нефти из пласта водогазовыми оторочками [2, 3].

Недостаток известных способов заключается в их низкой эффективности в неоднородных коллекторах из-за того, что газожидкостная оторочка проникает преимущественно в высокопроницаемые пропластки и не способствует вовлечению в разработку низкопроницаемых нефтенасыщенных зон (интервалов пласта).

Наиболее близким к заявляемому техническому решению является способ разработки нефтяной залежи, предусматривающий вытеснение нефти из продуктивных пластов с применением чередующихся закачек пенообразующего раствора - водного раствора поверхностно-активного вещества (ПАВ) и газа [4].

Пеногазовая система создает более равномерный экран по всей площади контакта вытесняющего агента с пластовым флюидом, но охват пласта заводнением ограничивается малой подвижностью пенной системы. Продвижение пенных систем на значительные расстояния потребует огромных энергетических затрат.

Технической задачей, стоящей перед изобретением, является повышение охвата пласта заводнением и интенсификация добычи нефти из низкопроницаемых нефтенасыщенных зон с применением пенных систем.

Для решения поставленной задачи в способе разработки нефтяных месторождений, включающем вытеснение нефти из продуктивных пластов с применением чередующихся закачек пенообразующего раствора - водного раствора поверхностно-активного вещества ПАВ и газа, газ закачивают в объеме, позволяющем преобразовать в пласте пенообразующий раствор в пенную оторочку с условной кратностью 4-5, затем в образовавшуюся пенную оторочку закачивают водный раствор ПАВ в объеме, позволяющем преобразовать ее в более подвижную в пласте газожидкостную оторочку с условной кратностью 1,1-1,2, затем в образовавшуюся газожидкостную оторочку закачивают газ до преобразования ее вновь в пенную оторочку, при этом газ закачивают до момента снижения темпов роста давления закачки, а водный раствор ПАВ - до снижения давления закачки.

Закачки пенообразующего водного раствора ПАВ и газа чередуют до экономически целесообразной выработки нефтяных месторождений.

Пенная система создается в пласте методом чередующихся закачек оторочек пенообразующего раствора (ПОР) и газообразного агента. В качестве ПОР закачивают водный раствор ионогенного или неионогенного ПАВ, например сульфонола, неонола и т.п. - 0,5-0,8 мас.% с полиакриламидом (ПАА) 0,01-0,015 мас.%, а в качестве газообразного агента воздух, азот, природный газ. Закачку ведут с взаимным проникновением одной фазы (оторочки) в другую. Концентрация реагентов установлена по результатам исследований.

Реализацию способа начинают с того, что через нагнетательную скважину в пласт закачивают приготовленный по любой из известных технологий раствор ПАВ с ПАА. Количество раствора зависит от коллекторских свойств пласта и заданного объема оторочки.

Вслед за ПОР в пласт нагнетают газ, который проникает в поры и вспенивает заполняющий их раствор за счет диспергации газовой фазы и обволакивания ее жидкой устойчивой пленкой.

Пример расчета объема пенной оторочки.

Например, по рекомендации геологической службы добывающего предприятия в пласте необходимо создать пенную оторочку объемом 500 м³.

Объем пенообразующего раствора определяют исходя из кратности пены

K_п=(V_гп+V_пр)/V_пр,

где (V_гп+V_пр)=V_п - объем пеногазового состава;

V_пр - объем пенообразующего раствора;

V_гп - объем газа в пластовых условиях.

V_пр=V_п/K_п

Если необходимо создать в пласте пеногазовую оторочку с кратностью - 5, то V_пр=500 м³/5=100 м³.

Тогда объем газа, являющегося составляющей частью пеногазовой оторочки, в пластовых условиях равен:

V_гп=V_п-V_пр=500-100=400 м³

Объем газа в нормальных условиях (на поверхности) определяем из формулы Клайперона-Менделеева:

V_гп=V_гоР_оТ_п/Р_пТ_о,

где V_го - объем газа в нормальных условиях, м³ (400 м³);

Р_о - атмосферное давление, атм (1 атм);

Т_о - температура на приеме компрессора, К (253 К);

Р_п - давление в пласте, атм (200 атм);

Т_п - температура в пласте, К (333 К).

V_го=V_гпP_пT_o/P_оТ_п=400·200·253/1·333=60000 м³

Таким образом, с поверхности в пласт необходимо закачать 60000 м³ газа, чтобы получить пеногазовую оторочку объемом 500 м³ с кратностью - 5.

Созданная пенная структура занимает объем в несколько раз больший (в Кп раз, где К_п=1+V_гп/V_пр), чем оторочка раствора. Происходит охват пласта в радиальном направлении с вытеснением в сторону добывающих скважин флюидов, расположенных на фронте пенной оторочки.

Контроль за вспениванием жидкой оторочки ведут по давлению на устье скважины, которое монотонно возрастает по мере расширения зоны вспенивания, когда в порах образуются беспорядочно ориентированные ламели, перегораживающие поровые каналы. В момент окончания вспенивания темп повышения давления существенно снижается, что служит сигналом для прекращения нагнетания газа.

Для следующей закачки готовят ПОР в количестве, соответствующем объему предыдущей закачки. Вторую оторочку закачивают, контролируя давление на устье скважины. При достижении оторочкой границы пенной оторочки давление повышается, так как возрастет гидравлическое сопротивление прокачке жидкости в поровое пространство, заполненное пеной. В процессе продвижения раствора через пену последняя все более обводняется, кратность ее снижается и она превращается в пузырьковую жидкость (газожидкостную оторочку) с размерами пузырьков меньше размера порового канала. Превращение пены в пузырьковую жидкость по мере ее обводнения идет практически при постоянном давлении до тех пор, пока раствор не достигнет внешней границы пенной оторочки, при этом давление на устье скважины существенно снизится, что является сигналом для прекращения закачки ПОР.

Таким образом, после закачки раствора, нагнетания газа и повторной закачки раствора вокруг нагнетательной скважины образуется оторочка из пузырьковой жидкости, условная кратность которой будет К_п=1+0,5V_гп/V_пр.

В нагнетательную скважину вновь нагнетают газ, который сравнительно легко проникает в пласт и вспенивает пузырьковую жидкость, тем самым продвигая фронт охвата пласта заводнением все дальше к добывающим скважинам.

По мере вспенивания жидкости давление повышается, а при выходе газа на внешнюю границу пузырьковой жидкости темп повышения давления нагнетания существенно снизится. Возможна стабилизация давления или даже падение, что явится сигналом к прекращению нагнетания газа.

После повторной закачки газа в пласте вновь образуется пена с кратностью К_п=1+V_гп/V_пр, фронт которой продвинулся в радиальном направлении в соответствии с суммарным объемом закачанных оторочек.

Последующие циклические закачки пенообразующего раствора и газа чередуют до экономически целесообразной выработки нефтяного месторождения. Многократная циклическая закачка, сопровождаемая повышением условной кратности при закачке газа и понижением кратности при закачке пенообразующего раствора, позволяет снизить энергетические затраты на продвижение пенной оторочки на значительные расстояния от нагнетательной скважины, увеличить охват и существенно ускорить процесс вытеснения нефти, что повышает текущую и конечную нефтеотдачу пласта.

Источники информации

1. М.Л.Сургучев. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1985, с. 194-195.

2. Патент РФ №2125154, МКИ⁷ Е 21 В 43/22, 1997.

3. Авторское свидетельство СССР №1543896, Е 21 В 43/20, 1996.

4. Патент РФ №2186953, Е 21 В 43/16, 2002.

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтяных месторождений, включающий вытеснение нефти из продуктивных пластов с применением чередующихся закачек пенообразующего раствора – водного раствора поверхностно-активного вещества (ПАВ) и газа, отличающийся тем, что газ закачивают в объеме, позволяющем преобразовывать в пласте пенообразующий раствор в пенную оторочку с условной кратностью 4 – 5, затем в образовавшуюся пенную оторочку закачивают водный раствор ПАВ в объеме, позволяющем преобразовывать ее в более подвижную в пласте газожидкостную оторочку с условной кратностью 1,1 – 1,2, затем в образовавшуюся газожидкостную оторочку закачивают газ до преобразования ее вновь в пенную оторочку, при этом газ закачивают до момента снижения темпов роста давления закачки, а водный раствор ПАВ - до снижения давления закачки.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что закачки водного раствора ПАВ и газа чередуют до экономически целесообразной выработки нефтяных месторождений.

NF4A Восстановление действия патента СССР или патента Российской Федерации на изобретение

Дата, с которой действие патента восстановлено: 20.01.2008

Извещение опубликовано: 20.01.2008        БИ: 02/2008

---