способ разработки нефтяного месторождения

Формула изобретения

1. СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ, включающий закачку через нагнетательные скважины 1,0-10,0%-ного водного раствора соли аммония, прогрев раствора в пласте и добычу нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что, с целью увеличения нефтеотдачи, в качестве солей аммония закачивают карбонат аммония и нитрат аммония в виде оторочки размером 0,2-0,4 порового объема, а затем закачивают водный раствор смеси нитрата аммония и серной или соляной кислоты pH 3 в виде оторочки размером 0,1-0,4 порового объема с последующей закачкой воды.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что между оторочками водных растворов карбоната аммония и смеси нитрата аммония и соляной или серной кислоты закачивают оторочку воды размером 0,05-0,2 порового объема.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождений с помощью химических агентов.

Известен способ разработки нефтяного месторождения, заключающийся в закачке через нагнетательные скважины карбонизированной воды и добыче нефти через добывающие скважины.

Недостатком известного способа является необходимость наличия источника двуокиси углерода, дополнительные затраты, связанные с ее доставкой на промысел и растворением в воде на специальных установках.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки нефтяного месторождения, заключающийся в закачке через нагнетательные скважины водных растворов солей аммония, таких как сульфит и бисульфит аммония в концентрациях 0,01-1,0 моль/литр (1-10% р-р в воде) при температурах до 50^оС, прогреве раствора в пласте до температуры 50-140^оС за счет естественного прогрева или закачки теплоносителя, необходимого для разложения соли аммония на газообразные агенты, и добыче нефти через добывающие скважины.

Недостатком способа является высокая коррозионная активность реагентов, их дефицитность и высокая стоимость.

Целью изобретения является увеличение нефтеотдачи.

Поставленная цель достигается тем, что в способе разработки нефтяного месторождения, включающего закачку через нагнетательные скважины 1,0-10,0% водного раствора соли аммония, прогрев раствора в пласте и добычу нефти через добывающие скважины, в качестве соли аммония закачивают карбонат аммония и нитрат аммония в виде оторочек размером 0,2-0,4 порового объема, а затем закачивают водный раствор смеси нитрата аммония и серной или соляной кислоты с рН 3 в виде оторочки размером 0,1-0,4 порового объема с последующей закачкой воды.

Кроме того, между оторочками водных растворов карбоната аммония и смеси нитрата аммония и соляной или серной кислоты закачивают оторочку воды размером 0,05-0,2 порового объема.

Характеристика компонентов.

Карбонат аммония (аммоний углекислый) - ГОСТ 3770-75.

Карбонат аммония - бесцветные кристаллы. Находит применение в медицине, хлебопекарном деле, при крашении тканей.

Нитрат аммония (аммоний азотнокислый, аммиачная селитра) - ГОСТ 22867-77.

Нитрат аммония - бесцветные кристаллы, в зависимости от температуры существующие в нескольких модификациях. Нитрат аммония хорошо растворим в воде; весьма гигроскопичен. При хранении и перевозке поглощает влагу и слеживается. Применяется главным образом в качестве азотного удобрения, а также в производстве взрывчатых веществ.

Сущность изобретения.

Карбонат аммония (NH₄)₂CO₃ начинает разлагаться уже при комнатной температуре, а при 60^оС реакция идет интенсивно:

(NH₄)₂CO₃ NH₃ + NH₄HCO₃ NH + CO + H₂O

При разложении 1 молекулы карбоната аммония образуется 2 молекулы аммиака и 1 молекула двуокиси углерода, т.е. из 1 тонны карбоната аммония образуется 466 м³ аммиака и 233 м³ двуокиси углерода. Образующиеся при разложении карбоната аммония аммиак и двуокись углерода растворяются в воде и нефти. Исходя из того, что растворимость аммиака в воде значительно превышает его растворимость в нефти, а растворимость двуокиси углерода в воде ниже, чем в нефти, в системе будет происходить перераспределение газов: аммиак будет в основном растворяться в воде, а двуокись углерода - в нефти. При этом в водной фазе будут происходить ионные процессы, которые отражают следующие уравнения:

H₂O H⁺ + OH^-;

NH₃ + CO₂ + H₂O NH⁺₄ + HCO^-₃ ;

NH₃ + HCO^-₃ NH₂COO^_ + H₂O ;

NH₃ + HCO^-₃ NH⁺₄ + CO²₃^-;

Из уравнений видно, что в водной фазе будут присутствовать ионы аммония, образующие с гидроксил-ионом гидрат окиси аммония NH₄OH и ионы карбоновой кислоты СО₃^2-.

Таким образом, суммируя сказанное относительно процессов, происходящих с карбонатом аммония в его водных растворах при нагревании, можно сделать следующий вывод: вследствие его термического разложения в пласте будут присутствовать как газы аммиак и двуокись углерода, растворимые в водной и нефтяной фазах, так и ионы аммония NH₄⁺ и карбоновой кислот СО₃^2-, находящиеся в водной фазе.

По этой причине в пласте будут действовать механизм воздействия двуокисью углерода и механизм, подобный щелочному заводнению.

При контакте гидрата окиси аммония с нефтью снижается межфазное натяжение на границе нефть-раствор NH₄OH, что в конечном итоге приводит к эмульгированию нефти в зоне пласта, охваченного воздействием. Образование эмульсии типа "нефть в воде" способствует увеличению охвата пласта. Взаимодействие раствора NH₄OH с породой приводит к улучшению ее смачиваемости, что также положительно сказывается на увеличении нефтеотдачи.

Взаимодействие двуокиси углерода с пластовыми флюидами сопровождается интенсивным массопереносом в результате многоконтактного процесса и изменением физических свойств флюидов (плотности вязкости, объемов, межфазного натяжения). При определенных условиях, в зависимости от состава нефти, температуры и давления, двуокись углерода способна неограниченно смешиваться с нефтью.

Кроме того, происходит лучший отмыв нефтяной пленки с поверхности породы; при этом уменьшается поверхностное натяжение на границе с водой и увеличивается смачиваемость породы.

Водный раствор двуокиси углерода вступает в реакцию с карбонатными породами и растворяет их. При этом увеличивается проницаемость коллектора и возрастает поглощающая способность нагнетательных скважин.

Сочетание двух механизмов: воздействия двуокисью углерода и процесса, подобного щелочному воздействию, и будет определять эффективность применения карбоната аммония в качестве химреагента, способствующего повышению нефтеотдачи.

Разложение нитрата аммония NH₄NO₃ может протекать по нескольким направлениям в зависимости от чистоты реагента и условий проведения реакции:

При нагреве свыше 270^оС

2NH₄NO₃ = 2N + O + 4H₂O

При нагреве до температуры ниже 270^оС описаны различные реакции, приводящие к выделению оксидов азота. Суммарная реакция выражается в следующем виде:

12NH₄NO₃ 9N + 2NO + 4HNO₃ + 22H₂O

При очень медленном нагревании до невысокой температуры:

NH₄NO₃ NH + HNO₃

Добавление кислоты в систему сдвигает реакцию влево, т.е. предотвращает выделение аммиака.

Таким образом, при температурах в пределах 100-150^оС, по всей видимости, разложение нитрата аммония сопровождается выделением азота и небольших количеств окислов азота, но без образования аммиака. При этом из 1 тонны нитрата аммония может образовываться 210 м³ азота и 47 м³окислов азота. При комнатной температуре нитрат аммония является нейтральным соединением.

Таким образом, эффективность применения нитрата аммония в качестве химреагента, способствующего повышению нефтеотдачи, определяется образованием азота (при нагревании до температуры в пределах 100-150^оС) или аммиака (при нагревании до невысоких температур).

Предлагаемый способ осуществляется следующим образом.

В поверхностных условиях подготавливают водный раствор карбоната аммония (1-10%). Концентрацию раствора и объем оторочки определяют предварительными лабораторными экспериментами на моделях пласта, исходя из оптимального режима с точки зрения нефтевытеснения.

В пласт закачивают оторочку карбоната аммония, которую затем проталкивают водой.

Если используется водный раствор нитрата аммония в качестве нефтевытесняющего агента, то в приготовленный раствор рекомендуется добавлять кислоту, например, соляную в количестве 1% от концентрации нитрата аммония в растворе для увеличения выхода азота при разложении нитрата аммония.

Полученную смесь закачивают в пласт в соответствии с той концентрацией и размером оторочки, которые определены лабораторным путем на моделях пласта.

Возможна комбинация оторочек карбоната и нитрата аммония. В этом случае в качестве первой оторочки закачивается карбонат аммония, так как выделяющиеся при его разложении двуокись углерода и аммиак лучше растворяются в воде и нефти, чем азот.

После этого в пласт закачивается оторочка воды для проталкивания оторочки карбоната аммония, затем оторочка нитрата аммония и затем опять вода для проталкивания водного раствора нитрата аммония.

Примеры конкретного выполнения.

Опыты по вытеснению осуществлялись на трубчатой модели пласта, представляющей собой змеевик из нержавеющей стали внутренним диаметром 6,3 мм и длиной 10 м, снабженный запорным вентилем на входе и вентилем тонкой регулировки на выходе из пласта. Модель пласта заполнялась кварцевым песком с размером зерен 0,2-0,3 мм.

Поровый объем составил 190 см³; пористость 30%, проницаемость 15 дарси.

Вытеснение нефти Южно-Гвиздецкого месторождения (Прикарпатье) осуществляли при температуре 77^оС и давлении 30 МПа закачкой чередующимися оторочками растворов карбоната аммония (NH₄)₂CO₃ и нитрата аммония NH₄NO₃. Кроме того, было проведено вытеснение нефти водой, а также вытеснение нефти оторочкой до 0,5 порового объема пласта 5% водным раствором сульфита аммония (NH₄)₂SO₃ (по прототипу).

В процессе вытеснения оторочка раствора сульфита аммония проталкивалась водой объемом до 2 поровых объемов пласта.

Опыты по вытеснению растворами солей аммония осуществляли следующим образом: закачивался 5% раствор карбоната аммония в виде оторочки 0,2 (0,3; 0,4) порового объема пласта, которая проталкивалась оторочкой воды в виде 0,2 порового объема пласта. Затем закачивался 10% раствор нитрата аммония в виде оторочки 0,1 (0,2; 0,4) порового объема пласта, которая проталкивалась водой в объеме 2 поровых объема пласта.

Примеры конкретного выполнения и результаты испытаний представлены в таблице 1.

Из таблицы следует, что способ, согласно примерам 2-5, позволяет увеличить добычу нефти из пласта по сравнению с прототипом (пример 6). Контрольные примеры показывают, что заводнение без солей аммония (пример 1) приводит к весьма низкой нефтеотдаче. Кроме того, было установлено, что повышенный размер оторочки солей аммония свыше 0,4 пороговых объемов приводит лишь к увеличению расхода компонентов практически без увеличения нефтеотдачи.

Варьирование в примере 5 размера оторочки воды в пределах от 0,05 до 0,2 поровых объемов приводит к такому же уровню нефтеотдачи, а свыше 0,2 - к некоторому снижению нефтеотдачи.

Применение предложенного способа позволит существенно увеличить нефтеотдачу пластов.