способ повышения нефтеотдачи пластов с карбонатными породами

Формула изобретения

1. Способ повышения нефтеотдачи пластов с карбонатными породами, включающий закачку в пласт добывающей скважины водного раствора ПАВ с концентрацией не менее 0,05% с выдержкой на реагирование и последующий пуск в эксплуатацию добывающей скважины, отличающийся тем, что закачку ПАВ производят периодически через 4-8 лунных циклов приливов и отливов после остановки в первые 3-5 дней начала месячного цикла лунного отлива, а в качестве водного раствора ПАВ применяется водный раствор неонола АФ_9-12 в концентрации, не превышающей 0,1%, который закачивается в объеме, определяемом по формуле

V= mhR²,

где V - объем закачки, м³ ;

m - коэффициент пористости, д.ед.;

h - толщина пласта, требуемая для обработки, м;

R - условный радиус зоны дренажа добывающей скважины, а выдержку проводят в течение всего периода отлива этого месячного лунного цикла.

2. Способ повышения нефтеотдачи пластов с карбонатными породами по п.1, отличающийся тем, что внеочередную обработку проводят при достижении обводненности продукции скважины 95-99%.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам увеличения нефтеотдачи пластов и увеличения интенсификации добычи нефти.

Известен «Способ повышения нефтеотдачи пластов» (патент RU № 2266398, МПК E21B 43/22, опубл. бюл. № 35 от 20.12.2005 г.), включающий последовательную закачку в пласт водной эмульсионно-дисперсной системы ВЭДС, самопроизвольно образующейся при дозировании в пресную воду реагента РДН-0, представляющего собой 25%-ный раствор неионогенного поверхностно-активного вещества (ПАВ) типа ОП-10 или неонол АФ₉-12 в растворителе ароматического ряда, например толуоле, затем водного раствора силиката натрия вязкостью 1-10 МПа×с и значением pH, не менее или равном 13,5, при этом для самопроизвольного образования ВЭДС в пресную воду дозируют РДН-0 в количестве 0,5-1,0 мас.%.

Недостатками данного способа являются:

- сложность процесса приготовления и необходимость точного дозирования реагентов непосредственно на скважине, а несоблюдение данного способа значительно снижает эффективность повышения нефтеотдачи пластов, то есть результат напрямую зависит от внимательности и профессионализма обслуживающих бригад;

- применение большого количества дорогостоящих ингредиентов, что приводит к повышению материальных затрат на использование способа;

- не учитываются лунные приливы и отливы, влияющие на динамику изменения уровня водонефтяного раздела, что снижает эффективность «пропитки» пласта химическими реагентами, особенно в пластах с карбонатными породами.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является «Способ обработки призабойной зоны нагнетательных скважин» (патент RU № 2143552, МПК E21B 43/22, опубл. бюл. № 36 от 27.12.1999 г.), включающий предварительную обработку гидрофобизирующим составом в виде водного раствора катионоактивного ПАВ в концентрациях 0,05-1%, после чего производится закачка гелеобразующего состава.

Недостатками данного способа являются:

- высокая стоимость гелеобразующих составов, что приводит к высокой стоимости использования способа;

- способ применим только в нагнетательных скважинах;

- не определены четкие параметры использования ПАВ, что значительно снижает производственную эффективность способа, например: изменение концентрации с 0,05 до 0,1 позволяет значительно повысить коэффициент нефтевытеснения (К_н), а с 0,1 до 0,5 - незначительно повысить этот коэффициент, что приводит только к повышенным затратам ПАВ, а неопределенность объема закачки ПАВ может привести к снижению К_н;

- катионоактивные ПАВ в пластах с карбонатными породами в меньшей степени влияют на К_н , чем водные растворы неонола АФ₉-12;

- не учитываются лунные приливы и отливы (выдержка 24 часа), влияющие на динамику изменения уровня водонефтяного раздела, что снижает эффективность «пропитки» пласта химическими реагентами, особенно в пластах с карбонатными породами.

Технической задачей является создание дешевого и технологичного способа повышения нефтеотдачи пластов с карбонатными породами за счет более эффективного использования ПАВ с учетом лунных приливов и отливов.

Техническая задача решается способом повышения нефтеотдачи пластов с карбонатными породами, включающим закачку в пласт добывающей скважины водного раствора ПАВ с концентрацией не менее 0,05% с выдержкой на реагирование и последующий пуск в эксплуатацию добывающей скважины.

Новым является то, что закачку ПАВ производят периодически через 4-8 лунных циклов приливов и отливов после остановки в первые 3-5 дней начала месячного цикла лунного отлива, а в качестве водного раствора ПАВ применяется водный раствор неонола АФ ₉-12 в концентрации, не превышающей 0,1%, который закачивается в объеме, определяемом по формуле:

V= mhR²,

где V - объем закачки, м³;

m - коэффициент пористости, д.ед.;

h - толщина пласта, требуемая для обработки, м;

R - условный радиус зоны дренажа добывающей скважины,

а выдержку проводят в течение всего периода отлива этого месячного лунного цикла.

Новым также является то, что внеочередную обработку пластов проводят при достижении обводненности продукции скважины 95-99%.

На фиг.1 изображена технологическая схема закачки водного раствора ПАВ в пласт.

На фиг.2 представлено расстояние от Земли до Луны с изображением суточных и месячных приливных волн.

Предлагаемый способ повышения нефтеотдачи пластов с карбонатными породами предназначен для увеличения охвата пластов заводнением нефтяных месторождений или их участков, представленных коллекторами разной проницаемости, когда вода прорывается к добывающим скважинам по трещинам, оставляя неохваченные воздействием низкопроницаемые нефтенасыщенные зоны продуктивного пласта.

Механизм действия состава на основе поверхностно-активных веществ связан капиллярной противоточной пропиткой карбонатных пород.

Капиллярная пропитка - один из немногих процессов, который обеспечивает извлечение нефти из нефтенасыщенных целиков, линз, пропластков и других микро- и макроскоплений нефти, обойденных водой разной минерализации.

Наряду с капиллярными силами действуют и лунно-солнечные приливные (прилив) и отливные (отлив) волны (см. фиг.2). Пропитка пористой среды водными растворами ПАВ вытесняемой нефти производится за счет лунно-солнечных приливных волн.

Движется Луна под воздействием тяготения, в основном, двух небесных тел - Земли и Солнца, при этом солнечное притяжение вдвое больше земного. Луна находится на среднем расстоянии в 384400 км. На фиг.2 представлено расстояние от Земли до Луны в период времени с 1 ноября по 19 декабря 2006 г. В апогее это расстояние увеличивается до 405500 км, а в перигее - уменьшается до 363300 км. Полный оборот вокруг Земли Луна совершает за 29,5 суток, если за начало отсчета принимать Солнце. За этот период, называемый синодическим месяцем, она проходит все фазы от новолуния к первой четверти, полнолунию, последней четверти и снова возвращается к фазе новолуния.

Амплитуда суточных колебаний высоты столба в скважине составляет 20-50 см, месячных - до 300 см.

При рассмотрении динамики пластового давления выявлено, что во времени уровни воды изменяются волнообразно с определенной амплитудой и скоростью.

При среднем диаметре Земли на рассматриваемой широте 6360 км длина окружности составляет 39941 км. Скорость «бегущей волны» составляет 39941 км/720 часов = 55 км/час.

Так как волна обладает энергетической энергией, то должно быть движение пластового флюида.

Если есть движение, то должен быть подъем уровня водонефтяного контакта с восточного направления начала движения Луны и Солнца.

Подъем уровня водонефтяного контакта обозначает увеличение объема воды относительно нефти в соотношении «нефть-вода», а снижение уровня водонефтяного контакта обозначает уменьшение объема воды в соотношении «нефть-вода».

Капиллярная пропитка карбонатных пород высокоминерализованными водами характеризуется низкой эффективностью с точки зрения нефтеизвлечения. Добавка в такую воду ПАВ типа АФ₉-12 в количестве всего лишь 0,005% позволяет увеличить конечный коэффициент нефтевытеснения с 13,2 до 51,2%, то есть на 38,0%. Статистическая обработка полученных данных позволяет утверждать, что увеличение ПАВ в минерализованной воде до 0,05-0,1%-ного содержания приводит к еще большему нефтевытеснению - конечный К_выт достигает величин, равных 77,8-80,0%. Важнейшими технологическими свойствами ПАВ, обуславливающими его применимость, для повышения нефтеотдачи пластов являются:

- авторегулируемая концентрация рабочих растворов в пластовых условиях в зависимости от проницаемости и высокая проникающая способность;

- использование суточных и месячных приливных волн позволяет рассредоточить ПАВ в околоскважинной зоне;

- высокая солестойкость;

- отсутствие коррозионной активности.

Пример конкретного выполнения

Перед закачкой водного раствора ПАВ в пласт 1 (см. фиг.1) добывающей скважины 2 производят расчет объема и концентрацию компонентов раствора, причем в качестве водного раствора ПАВ применяется водный раствор неонола АФ ₉-12 в концентрации, не превышающей 0,1%.

Объем и концентрация компонентов раствора определяются расчетным путем исходя из конкретных геолого-физических условий обрабатываемой скважины: пористости, толщины пласта 1 и степени выработаннсти запасов участка.

Расчет необходимого объема закачки осуществляется исходя из следующих зависимостей, определяющих параметры пласта и скважины:

V= mhR²,

где V - объем закачки, м³;

m - коэффициент пористости, д.ед.;

h - толщина пласта, требуемая для обработки, м;

R - условный радиус зоны дренажа скважины, м.

Концентрация реагентов в рабочем растворе: водный раствор неонола АФ₉-12 примем 0,05%.

Рекомендуемые объемы водного раствора ПАВ даны в таблице.

Объемы водного раствора ПАВ
R, м	Объем состава в пласте, тыс. м3
при h=1 м	при h=2 м	при h=3 м	при h=4 м
100	1,9	3,8	5,7	7,6
200	7	14	21	28

При условном радиусе зоны дренажа 100 метров и нефтенасыщенной толщине 1 метр потребное количество составит 0,95 м³ на метр толщины чистого продукта.

Останавливают скважину и производят закачку водного раствора ПАВ, в качестве которого используется водный раствор неонола АФ₉-12 в концентрации, не превышающей 0,1%. Закачку производят по технологической колонне труб 3 скважины 2 в пласт 1 в период начала месячного цикла лунного отлива в расчетном объеме, определяемом по вышеприведенной формуле, при этом глубинный насос 4 отключен.

После окончания закачки расчетного объема водного раствора неонола АФ₉ -12 проводят выдержку на реагирование в течение всего периода отлива месячного лунного цикла (см. фиг.2), при этом благодаря месячному циклу лунного отлива снижается уровень пластовой воды в добывающей скважине 2 (см. фиг.1), вследствие чего водный раствор неонола АФ₉-12 замещает пластовую воду, которая по трещинам 5 опускается вниз пласта 1, при этом происходит увеличение охвата водным раствором неонола АФ₉-12 толщи пласта 1, а также происходит капиллярная пропитка карбонатных пород пласта 1 водным раствором неонола АФ₉-12, что способствует лучшему нефтеизвлечению при дальнейшей работе скважины 2.

После чего запускают скважину в работу и продолжают ее эксплуатацию (включают глубинный насос 4).

По прошествии 4-8 лунных циклов, например 6 лунных циклов приливов и отливов, останавливают скважину и в первые 3-5 дней начала месячного цикла лунного отлива (см. фиг.2) производят закачку водного раствора ПАВ (неонола АФ₉-12) в концентрации, не превышающей 0,1%, по технологической колонне труб 3 добывающей скважины 2 в пласт 1 в расчетном объеме, определяемом по вышеприведенной формуле, при этом глубинный насос 4 отключен.

После окончания закачки расчетного объема водного раствор неонола АФ₉-12 проводят выдержку на реагирование в течение всего периода отлива месячного лунного цикла (см. фиг.2), при этом благодаря месячному циклу лунного отлива снижается уровень пластовой воды в добывающей скважине 2 (см. фиг.1), вследствие чего водный раствор неонола АФ₉-12 замещает пластовую воду, которая по трещинам 5 опускается вниз пласта 1, при этом происходит увеличение охвата водным раствором неонола АФ ₉-12 толщи пласта 1, а также происходит капиллярная пропитка карбонатных пород пласта 1 водным раствором неонола АФ₉ -12, что способствует лучшему нефтеизвлечению при дальнейшей работе скважины 2.

После чего вновь запускают скважину в работу и продолжают ее эксплуатацию (включают глубинный насос 4).

Таким образом, закачку ПАВ производят периодически через 4-8 лунных циклов приливов и отливов после остановки в первые 3-5 дней начала месячного цикла лунного отлива.

Если в процессе эксплуатации скважины обводненность продукции достигнет 95-99%, то останавливают скважину и проводят внеочередную обработку пласта.

Предлагаемый способ повышения нефтеотдачи пластов с карбонатными породами дешев в применении и весьма технологичен, поскольку позволяет за счет периодической закачки ПАВ (неонола АФ₉-12) через каждые 4-8 лунных циклов приливов и отливов после остановки в первые 3-5 дней начала месячного цикла лунного отлива повысить нефтеотдачу пластов с карбонатными породами за счет более эффективного использования ПАВ с учетом лунных приливов и отливов.