Способ разработки линзовидной залежи нефти

(9) ( 51)5 Е 2 БР И ОПИСА ТЕ аучно-исститут нефВЭ,А. Оценка инз песча, ЬЬ 7,.с,воляет жи ной. встает л, 1986,НЗОВИДО ба является циент извле, Кроме того, ные затраты,ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМПРИ ГКНТ СССР ВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ(71) Татарский государственный нледовательский и проектный интяной промышленности) СПОСОБ РАЗРАБОТКИЙ ЗАЛЕЖИ НЕФТИ Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам извлечения нефти из линзовидных и других ограниченных залежей.Известен способ разработки нефтена- сыщенных линз, согласно которому вначале отбор продукции ведут на естественном режиме истощения, затем переходят на очаговое наводнение. Причем в линзах, вскрытых однбй скважиной, дополнительно бурят скважину для закачки вытесняющего агента или;. отбора продукции при переводе под нагнетание осуществляют скважины, а в линзах, вскрытых несколькими скважинами, одну скважину используют как нагнетательную.,Недостатком этого спосонизкая эффективность.Коэффичения нефти не превышает 40требуются большие материаль(57) Изобретение относится к нефтеп тывающей пром-сти. Цель изобрет повышение эффективности, упрощ удешевление способа, В пласт через вающую скважину закачивают 15-16 ный водный раствор кальциниров соды и обратную кислотную эмульси держанием хлористого водород мас Скважину закрывают на.реаг ние, окончание которого определяют билиэации устьевого давления. осуществляют отбор продукции из с ны. Процесс закачки реагентов ве порциям циклически, Способ поз разрабатывать залежи одной сква Коэффициент вытеснения нефти возр в 3,1 раза. еребаения - ение и добымас.- анной юссоа 9-10 ировапо стаЗатем кважисвязанные с бурением допскважины и обустройством си дд ржания пластового давления,Наиболее близким к предлагаемому является способ добычи нефти с применением углекислого газа, Способ предусматривает бурение одной нагнетательной и одной добывающей скважин, закачку через первую из них водяного пара, а затем смеси бикарбоната натрия с лимонной кислотой, после чего закачивают рабочую среду, которая. проталкивает образовавшийся в результате реакции углекислыйаз сквозь пласт, вытесняя нефть из пласта. Через добывающую скважину на поверхность выводят жидкую продукцию,Недостатком этого способа является. низкая эффективность вследствие того, что реагенты закачивают в виде быстро реагирующей смеси, поэтому углекислый газ локализуется в.призабойной зоне, а нв распределяется по пласту. Объем выделившегося углекислого газа на 1 м растворазсоставляет 12 м . Это недостаточно для.созздания упругого запаса. Образовавшийся таким путем углекислый газ не только не способен сам вытеснять из пласта нефть, но для его движения по пласту и вытеснения нефти необходимо непрерывно закачивать специальный рабочий агент.Кроме того, в известном способе применяется дорогостоящая и дефицитная лимонная кислота (стоимость 1 т 6000 руб.)Целью изобретения является повышение эффективности вытеснения нефти за счет увеличения упругой энергии пласта, а также удешевления и упрощения способа.Поставленная цель достигается тем, что согласно способу разработки линзовидных залежей нефти, включающему закачку через скважину реагентов, при взаимодействии которых в пласте образуется углекислый газ, и отбор продукта, в качестве реагентов в скважину последовательно закачивают водный раствор кальцинированной соды с концентрацией 15-.16 мас. и обратную кислотную эмульсию с содержанием хлористого водорода 9-10.мас. , причем указанные реагенты закачивают порциями циклически,Благодаря тому, что кислота поступает в пласт не в свободном состоянии, а.в составе обратной эмульсии и вступает в реакцию с кальцинираванной содой только после разрушения закаченной в пласт эмульсии; обеспечивается образование и накопление углекислого газа на значительном расстоянии от призабойной зоны пласта. Равномерному распределению газа способствует также циклическая порционная закачка реагентов. Углекислый газ растворяется в нефтяной фазе, восстанавливает упругую энергию пласта, что позволяет повысить коэффициент извлечения нефти, При этом отпадает необходимость в. закачке специального рабочего агента для проталкивания углекислого газа по пласту, так как объем выделяющегося газа в 1,2 раза больше при закачке равных с прототипом поровых объемов реагентов.Способ осуществляют следующим образом.В пласт через насосно-компрессорные трубы, спущенные до фильтра эксплуатационной колонны и затрубное пространство, чередуя порциями по 5-6 м на 1 мтолщинызпласта, закачивают. по однойлинии 15-16 мас. -водный раствор кальцинированной соды, по другой линии - обратную кислотную эмульсию, содержащую хлористый водород 9-10 масСуммарный объем закачиваемой кальцинированной соды и обратной кислотйой5 эмульсии рассчитывают по формуле0 К извРгде О - геологические запасы нефти,. тыс. т;Кизв - коэффициент извлечения нефти,10 доли ед.;Р- плотность нефти в пластовых условиях, т/м.После закачки реагентов скважину закрывают, давление контролируют по мано 15 метру, установленному,в затрубномпространстве, В период закачки реагентови реакции их залежь не эксплуатируется. Обокончании реакции свидетельствует стабилизация давления. Когда оно стабилизиру 20 ется, приступают к отбору продукцииглубинным насосом (ЭЦН, ШГН) через туже скважину, если линза вскрыта однойскважиной, или через другие добывающиескважины, если она вскрыта двумя и более25 скважинами, Отбор продукции продолжаютдо истощения пластовой энергии. после чего снова повторяют цикл закачки и отбора.Циклы повторяют до.тех пор, пока добычастанет нерентабельной.30 При проведении исследований использованы следующие составы: водный раствор, содержащий 9 0 мас. бикарбонатанатрия и 7 мас. лимонной кислоты; обратные кислотные эмульсии, содержащие соля 35 ную кислоту в расчете на хлористцйводород 9; 9,5; 10 мас.0 (максимальная концентрации соляной кислоты определеныпределом устойчивости кислотной эмульсии, а минимальная тем, что при снижении40 содержания кислоты в эмульсии уменьшается количество образующегося газа); водныерастворы, содержащие кальцинированнуюсоду 15; 15,5 и 16 мас.0 (максимальная иминимальная концентрации кальциниро 45 ванной соды определены тем, что они эквивалентны концентрации солянойкислоты),Моделируют разработку линз, вскрытыхдвумя скважинами, по предлагаемому спо 50 собу (примеры 1-3) и по известному способу(пример 4). Испытания способов проводятна линейной модели длиной 1 м, площадьюпоперечного сечения 6,6 10 м. Модель заполняют измельченным керном, состоящим55 в основном из песчаника. Объем пор состав ляет 21010 м . Дляконтроля за давлениеммодель снабжена манометром; Перед каждым экспериментом модель насыщаютнефтью и определяют начальную нефтенасы щен ность.5 1717800 Составитель Ю,ЖуровТехред М,Мергентал Корректор Т.Малец Редактор А.Мотыль Заказ 861 ТиражПодписное ВНИИПИ Государственного комитете по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР 113035, Москва; Ж-З 5, Раушская наб., 4/5 Производственно-издательский кОмбинат "Патент", г, Ужгород. ул. Гагарина, 101 П р и м е р 1, Начальный нефтенасы- Такимобраэом, при одном цикле закачщенный объем составляет 10010 мз. Через . ки реагентов в среднем коэффициент выотверстие, расположеннзое нэ конце моде- теснения нефти составляет 36,0.ли, порциями по 5 10 м циклически эакэ- Нэ модели, примененной в примере 3, чивают по 20106 м раствора 15 мас.ф-мой 5 проведены еще два аналогичные первому кальцинированной соды и обратную кислот- цикла закачки реагентов. При этом суммарную эмульсию, содержащую соляную кисло- ный объем вытеснения нефти составляеТ ту в расчете на хлористый водород 9 масф. (35,8+ 25,5+ 15,0) 10 м -76,3 10м, В течение 3 сут давление в модели увеличи- . э коэффициент вытеснения 77.5.вают до 0,42 МПа (что в 5 рээ выше перао П р.и м е р 4 (известный). Начальный начального), Открывают. отверстие, нефтенасыщенный объем составляет 99.3 расположенное в противоположном конце 10 мз. В модель эакачивэют 4010 м смемодели, и отбирают 36,0 10 м нефти. Ко- си бикарбоната натрия и лимонной кислоты эффициент вытеснения нефти вычисляют по . с концентрацией 9 и 7 мас,ф соответственформуле15 но, затем чврез модель прокачивают 10 пои оо ровых объемов воды, При этом отбираютЧ 24,6 10 м нефти, Коэффициент вытеснегде Чзн - начальный нефтенасыщенный объ- ния нефти составляет:ем,м; 24,610100Чо - объем выделенной иэ модели нефти 20 Квыт.н. -- 24,7 , после закачки растворов.Коэффициент вытеснения нефти в атом При применении предложенного способа технико-экономическая эффективность . достигается эа счет того, что коэффициент- 25 вытеснения нефти возрастает с 24.7 (по про 100: . тотипу) до 77,5 (т.е, в 3,1 раза),П р и м е р 2. Опыт проводят аналогично Преимуществом предлагаемого спосопримеру 1, только применяют 15,5%-ный ба является то, что он может быть осущестраствор кальцинированной соды и. обрат- влен и при наличии только одной скважины,.ную кислотную эмульсию с поддержаниями 0 формула изобретен ия хлористого водорода 9,5%, При этом коэф Способ разработки линзовидной эалефициент вытеснения составляет жи нефти, включающий закачку через сква 350 10 100 7 . жину реагентов, образующих при98, 10 -6. реагировании между собой углекислый газ,П р и м е р 3. Опыт проводят аналогично 35 и обор продУции из скважины, о т л и ч а юпримерам 1,2, но применяют 16 ф-ный рас- щ и й с я тем, что, с целью повышения твор кальцинированной соды и обратную эффективности, урощения и удешевления кислотную эмульсиюссодержаниемхлори- способа, в качестве реагентов в скважину стого водорода 10. Коэффициент вытесне последовательно закачивают 15-16 мас- ния нефти в этом случае составляет 40 ный водный Раствор кальцинированной соды и обратную эмульсию с содержаниемК -1 0 - 36 3, хлористого водорода 9-10 мас. , причем98,5 10, указанные реагенты закачивают порциямициклически.