способ разработки нефтяного месторождения

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтяного месторождения, включающий бурение вертикальных скважин по заданной схеме в продуктивный пласт, закачку воды и добычу нефти, бурение на поздней стадии разработки месторождения боковых горизонтальных стволов между вертикальными добывающими скважинами, отличающийся тем, что после бурения по меньшей мере двух скважин с боковыми горизонтальными стволами, расположенными в параллельных плоскостях, в одну из них подают перекись водорода с концентрацией от 18 до 50% со стабилизатором, а в другую подают 5%-й перманганат натрия в объемах, равных объемам горизонтальных стволов скважин, затем с помощью воды продавливают перекись водорода и перманганат натрия в продуктивный пласт, создают противодавления на устьях скважин с боковыми горизонтальными стволами, осуществляют технологическую выдержку с вытеснением нефти за счет выделения продуктов реакции, после окончания которой осуществляют дополнительное вытеснение нефти по эксплуатационным скважинам с помощью воды, подаваемой с поверхности по нагнетательным скважинам с боковыми горизонтальными стволами.

2. Способ разработки нефтяного месторождения по п.1, отличающийся тем, что в качестве стабилизатора используют крахмал.

3. Способ разработки нефтяного месторождения по п.1, отличающийся тем, что в качестве стабилизатора используют хозяйственное мыло.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений и может применяться, в частности, при отработке остаточных запасов продуктивных пластов.

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%-й и 50%-й 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, 1994.10.15). 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. Недостатком данного способа является низкая эффективность при добыче остаточной нефти, связанная со слабым воздействием на нефтяной пласт.

Известен способ разработки нефтяного месторождения, принятый за прототип (патент РФ №2208137, Е 21 В 43/16, 2003.07.10). По способу осуществляют разбуривание вертикальных и горизонтальных скважин по определенной схеме. Закачивают воду и добывают нефть. Согласно изобретению на поздней стадии разработки при высокой обводненности добываемой нефти определяют центры скопления остаточных запасов нефти в прикровельной части пласта. Бурят дополнительные горизонтальные скважины или боковые горизонтальные стволы от добывающих скважин между вертикальными добывающими и нагнетательными скважинами в прикровельной части пласта. Горизонтальную часть скважин или стволов располагают перпендикулярно линиям тока пластовых флюидов и на расстоянии, составляющем 60-80% расстояния от нагнетательных до вертикальных добывающих скважин. Остаточные запасы нефти вводят в разработку при депрессиях, позволяющих эксплуатировать горизонтальные скважины или боковые горизонтальные стволы без подтягивания конусов подошвенной воды. Недостатком данного способа является низкая эффективность при добыче остаточной нефти, связанная со слабым воздействием на нефтяной пласт.

Техническим результатом способа является повышение эффективности добычи остаточной нефти за счет повышения воздействия на нефтяной пласт.

Технический результат достигается тем, что в способе разработки нефтяного месторождения, включающем бурение вертикальных скважин по заданной схеме в продуктивный пласт, закачку воды и добычу нефти, бурение на поздней стадии разработки месторождения боковых горизонтальных стволов между вертикальными добывающими скважинами согласно изобретению после бурения по меньшей мере двух скважин с боковыми горизонтальными стволами, расположенными в параллельных плоскостях, в одну из них подают перекись водорода концентрацией от 18 до 50% со стабилизатором, а в другую подают 5%-й перманганат натрия в объемах, равных объемам горизонтальных стволов скважин, затем с помощью воды продавливают перекись водорода и перманганат натрия в продуктивный пласт, создают противодавления на устьях скважин с боковыми горизонтальными стволами, осуществляют технологическую выдержку с вытеснением нефти за счет выделения продуктов реакции, после окончания которой осуществляют дополнительное вытеснение нефти по эксплуатационным скважинам с помощью воды, подаваемой с поверхности по нагнетательным скважинам с боковыми горизонтальными стволами.

Технический результат достигается также тем, что в качестве стабилизатора используют крахмал.

Технический результат достигается также тем, что в качестве стабилизатора используют хозяйственное мыло.

Применение предлагаемого способа по сравнению с прототипом позволяет повысить эффективность добычи остаточной нефти за счет повышения воздействия на нефтяной пласт.

Способ разработки нефтяного месторождения поясняется чертежами, где на фиг.1 показан вертикальный разрез Б-Б, на фиг.2 показан разрез А-А, где:

1 - эксплуатационные скважины;

2 - нагнетательные скважины;

3 - боковые горизонтальные стволы нагнетательных скважин 2;

4 - продуктивный пласт;

5 - фронт вытеснения.

Способ разработки нефтяного месторождения осуществляют следующим образом. Бурят по заданной схеме вертикальные эксплуатационные 1 и нагнетательные 2 скважины в продуктивный пласт 4. По нагнетательным 2 скважинам подают под давлением воду, а по эксплуатационным 1 вытесняют с ее помощью нефть. На поздней стадии разработки месторождения при высокой обводненности нефти из нагнетательных 2 скважин бурят по меньшей мере два боковых горизонтальных ствола 3, расположенных в параллельных плоскостях между эксплуатационными 1 скважинами. За счет того, что боковые горизонтальные стволы 3 располагают в параллельных плоскостях, достигают наибольшее воздействие продуктов реакции на продуктивный пласт 4 продуктами реакции. В одну из эксплуатационных 2 скважин с боковым горизонтальным стволом 3 подают под давлением водный раствор перекиси водорода с концентрацией от 18 до 50% со стабилизатором, а в другую подают водный раствор 5%-го перманганата натрия в объемах, равных объемам боковых горизонтальных стволов 3 скважин 2. В качестве стабилизаторов 18-50%-й перекиси водорода используют крахмал или хозяйственное мыло для замедления возможной химической реакции при подаче реагентов по скважинам в продуктивный пласт 4. Количество стабилизаторов определяют в зависимости от концентрации перекиси водорода и состояния скважины, их количество по отношению к перекиси водорода находится в интервале от 1:99 до 99:1. После этого с помощью воды продавливают 18-50%-ю перекись водорода со стабилизатором и перманганат натрия в продуктивный пласт 4. Затем с помощью устьевой арматуры создают противодавления на устьях нагнетательных 2 скважин с боковыми горизонтальными стволами 3 и осуществляют технологическую выдержку с вытеснением нефти за счет физико-химического воздействия на продуктивный пласт 4. Физико-химическое воздействие на пласт осуществляется за счет реакции 18-50%-й перекиси водорода и 5%-го перманганата натрия, которая сопровождается большим выделением пара и теплоты. За счет того, что на устьях нагнетательных 2 скважин создают противодавление, реакцией создается фронт 5 вытеснения, выжимающий остаточную нефть по эксплуатационным 1 скважинам. Перманганат натрия (NaMnO₄3H₂O) получают из манганата, это красновато-черные кристаллы, расплывающиеся на воздухе и растворимые в воде. После технологической выдержки, сопровождающейся вытеснением нефти по нагнетательным 2 скважинам с боковыми горизонтальными стволами 3, подают воду и вытесняют с ее помощью по эксплуатационным 1 скважинам остаточную нефть.

Концентрация перекиси водорода принята от 18 до 50% исходя из данных таблицы.

Таблица
Концентрация перекиси водорода,%	17	18	25	35	50	51
Теплота, выделяющаяся при разложении, Ккал/кг	1600	1700	2300	3300	4100	4200

Теплота, выделяющаяся при разложении перекиси водорода, была принята с учетом присутствия остаточной нефти в продуктивном пласте 4. Нижний предел (18%) концентрации перекиси водорода принят из условия минимально эффективной теплоты, выделяющейся при разложении перекиси водорода для воздействия на продуктивный пласт 4. Верхний предел (50%) концентрации перекиси водорода был принят из-за высокой стоимости реагентов и соизмеримости затрат на добычу остаточной нефти с их стоимостью.

Применение предлагаемого способа разработки нефтяного месторождения обеспечивает следующие преимущества;

- повысить эффективность добычи остаточной нефти;

- повышение подвижности нефти за счет снижения ее вязкости;

- снижение затрат на добычу остаточной нефти.