способ разработки нефтяного месторождения

Формула изобретения

Способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку через нагнетательные скважины ацетатного буфера, 50%-ного раствора перекиси водорода, раствора катализатора - марганца, разложение перекиси водорода в пласте с выделением тепла с последующей закачкой воды и подъем нефти по эксплуатационным скважинам, отличающийся тем, что используют в качестве ацетатного буфера 5%-ный раствор уксусной кислоты и ее натриевой соли - СН₃СООН+СН ₃COONa, раствор указанного катализатора 5%-ный, осуществляют закачку указанного буфера в объеме 0,1 порового объема до закачки указанного раствора перекиси водорода в объеме 0,2 порового объема и после него - в объеме, равном двум объемам насосно-компрессорных труб, затем закачку указанного раствора катализатора в объеме 0,013 порового объема.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для интенсификации добычи нефти при помощи химических реагентов.

Известен способ тепловой обработки призабойной зоны скважины с использованием перекиси водорода (Бейлес Дж.X., Новая методика тепловой обработки призабойной зоны скважины с использованием перекиси водорода, "Нефтегазовые технологии" №5-6, 1998). Способ предусматривает закачку в пласт перекиси водорода в объеме приблизительно 1564 л на один метр мощности отрабатываемого пласта, технологическую выдержку для распада 40%-й перекиси водорода около 25 суток и последующий пуск скважины в эксплуатацию. Также в способе рассмотрены варианты использования 30% и 50% концентрации перекиси водорода.

Недостатком данного способа является длительный период остановки нефтедобывающей скважины, а также его применимость в основном для очистки призабойной зоны скважины и низкая эффективность использования выделяющейся энергии.

Известен способ разработки нефтяного месторождения (патент РФ №2021496, Е 21 В 43/22, Е 21 В 43/24, 15.10.94.). Способ включает закачку через нагнетательные скважины 1,0-10,0% водного раствора соли аммония, прогрев раствора в пласте и добычу нефти через добывающие скважины, согласно изобретению 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 и соляной кислоты рН 0,3 в виде оторочки размером 0,1-0,4 порового объема с последующей закачкой воды. Также способ характеризуется тем, что между оторочками водных растворов карбоната аммония и смеси нитрат аммония и соляной и серной кислоты закачивают оторочку воды размером 0,05-0,2 порового объема.

Недостатком данного способа является низкая эффективность при добыче остаточной нефти, связанная со слабым воздействием на связанную воду в нефтяном пласте.

Известен способ разработки нефтяного месторождения, принятый за прототип (патент US №4867238, 19.09.1989, 9 с.). Способ предусматривает закачку через нагнетательные скважины 10-90%-ного раствора перекиси водорода в объеме 0,5-0,75 порового объема, его разложение в пласте с выделением, в т.ч. тепла, с последующей закачкой воды и получением нефти из эксплуатационной скважины, причем для регулирования указанного разложения используют изменение рН с закачкой буферов, нейтральных к перекиси водорода и катализатор, закачиваемый в виде, в т.ч. раствора соединений, обеспечивающих наличие в растворе иона марганца, причем предусмотрено использование буфера из уксусной кислоты.

Недостатком данного способа является низкая эффективность при добыче остаточной нефти, связанная со слабым воздействием на связанную воду в нефтяном пласте.

Техническим результатом способа является повышение эффективности добычи остаточной нефти за счет с повышения воздействия на связанную воду.

Технический результат достигается тем, что в способе разработки нефтяного месторождения, включающем закачку через нагнетательные скважины ацетатного буфера, 50%-ного раствора перекиси водорода, раствора катализатора - марганца, разложение перекиси водорода в пласте с выделением тепла с последующей закачкой воды и подъем нефти по эксплуатационным скважинам, согласно изобретению используют в качестве ацетатного буфера 5%-ный раствор уксусной кислоты и ее натриевой соли - СН₃СООН+СН ₃COONa, раствор указанного катализатора 5%-ный, осуществляют закачку указанного буфера в объеме 0,1 порового объема до закачки указанного раствора перекиси водорода в объеме 0,2 порового объема и после него в объеме, равном двум объемам насосно-компрессорных труб, затем закачку указанного раствора катализатора в объеме 0,013 порового объема.

Применение предлагаемого способа по сравнению с прототипом позволяет повысить эффективность добычи остаточной нефти за счет повышения его воздействия на связанную воду.

Способ разработки нефтяного месторождения осуществляют следующим образом.

В нефтеносный пласт через нагнетательные скважины закачивают жидкость, нейтральную к перекиси водорода, в размере 0,1 порового объема для изоляции зоны пласта от притока пластовых вод и определения приемистости пласта. Затем по насосно-компрессорным трубам подают 50%-ную перекись водорода в размере 0,2 порового объема. Использование 50%-ной перекиси водорода и подача ее в размере 0,2 порового объема позволят осуществлять эффективное воздействие на нефтяной пласт за счет разложения с выделением тепла непосредственно в глубине нефтяного пласта. После подачи 50%-ной перекиси водорода осуществляют подачу нейтральной к ней жидкости (ацетатного буфера) в размере, равном двум объемам насосно-компрессорных труб, для обеспечения отсутствия взаимодействия 50%-ной перекиси водорода с продавочной водой для повышения безопасности производства работ. После этого осуществляют подачу катализатора в размере 0,013 порового объема, который подают совместно с водой, нагнетаемой с помощью системы поддержания пластового давления для вытеснения нефти по эксплуатационным скважинам. В качестве ацетатного буфера - жидкости, нейтральной к 50%-ной перекиси водорода, используют 5%-ный раствор уксусной кислоты и ее натриевой соли, имеющий химическую формулу вида CH₃COOH+CH₃COONa, что позволит повысить безопасность процесса и снизить себестоимость добычи нефти. В качестве катализатора используют 5%-ный раствор марганца, позволяющий повысить теплоту и скорость разложения раствора в нефтяном пласте.

После осуществления операций способа разработки нефтяного месторождения в нефтяном пласте начинается реакция взаимодействия пластовой и закачиваемой воды с перекисью водорода, которая сопровождается выделением тепла, приводящим к растеплению пласта и расщеплению молекул связной воды. Известно, что одной из главных причин низкого извлечения нефти являются специфические гидрофобные взаимодействия на поверхности горной породы в присутствии воды. Взаимодействие нефти с пористыми средами является гидрофобным и изменение гидрофобных взаимодействий регулирует активность вытеснения нефти. Связанная вода, адсорбированная поверхностью горной породы, по своей структуре близка к твердому телу (конденсационно-кристаллизационным структурам). Для ряда моделей пласта после воздействия на них реагентами отмечается появление новой фазы связанной воды, что снижает нефтеотдачу. Значительная часть реагента необратимо поглощается подвижной составляющей связанной воды, изменяя его физико-механические свойства (вязкость). Задача о взаимодействии 50%-ной перекиси водорода со связанной водой решалась методом теории поля и квантовой статистики на основе современных моделей связанной воды. В области температур выше 343К наблюдалось расслоение фаз связанной воды, в том числе и входящей в нее неподвижной составляющей с выделением фазы свободной воды. Таким образом происходит разрушение структуры и удаление физически связанной воды.

Применение предлагаемого способа разработки нефтяного месторождения обеспечивает следующие преимущества:

- возможность добычи остаточной нефти из истощенных коллекторов;

- повышение подвижности нефти за счет снижения ее вязкости;

- снижение затрат на добычу остаточной нефти.