СПОСОБ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ
OIL PRODUCTION INTENSIFICATION METHOD

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам увеличения нефтеотдачи продуктивных пластов за счет обработки нагнетательных и нефтяных скважин специальными химическими реагентами, способными изменять фильтрационные параметры породы, увеличивая фазовую проницаемость для нефти и снижая ее для воды.
Основным методом извлечения нефти из пластов является принудительное ее вытеснение из добывающей скважины водой, закачиваемой в пласт через нагнетательную скважину под давлением и транспортировка нефти на поверхность земли насосом.
В процессе извлечения нефти из пластов происходит изменение их фильтрационных параметров, которые влияют на производительность скважин. В целях восстановления и повышения производительности добывающих и приемистости нагнетательных скважин существует большое количество различных способов воздействия на пласт. Однако большинство из них не обладают достаточно высокой эффективностью по нефтеотдачи и требуют больших затрат энергоресурсов и применения дорогостоящих материалов.
Известен способ интенсификации добычи нефти, осуществляемый одновременной закачкой в нагнетательную и добывающую скважины суспензии высокодисперсного гидрофобного водоотталкивающего диоксида кремния в органическом растворителе с концентрацией от 0,05 до 1,0 мас.%, созданием повышенного давления в призабойной зоне продавочной жидкостью - водой. [Пат. 2105142, Е21В 43/22, 1998]. Способ позволяет увеличить дебит нефтяных скважин до 2,5 раз с незначительным снижением обводненности (на 5-10%).
Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ интенсификации добычи нефти, включающий закачку в скважину 0,5-2,5 мас.% порошкообразной серы в инвертной эмульсии, создание повышенного давления в призабойной зоне продавочной жидкостью - нефтью или технической водой, с последующей выдержкой во времени [Пат. 2263204, Е21В 43/22, 2005].
Недостатком известного способа является незначительное увеличение дебита нефти добывающих скважин при сохранении высокой обводненности добываемой продукции.
Таким образом, возникает задача увеличения добычи нефти при одновременном снижении объемов попутнодобываемой воды.
3
Указанная задача достигается тем, что в способе интенсификации добычи нефти, включающем закачку в скважину инвертной эмульсии кислоты или кислотообразующей соли в дисперсионной среде, создание повышенного давления в призабойной зоне продавочной жидкостью с последующей выдержкой во времени, согласно изобретению инвертная эмульсия содержит в качестве дисперсионной среды углеводородный растворитель или нефть, перед указанной эмульсией в скважину зачивают раствор нитрита натрия плотностью 1183 кг/м при соотношении указанного раствора и кислоты или кислотообразующей соли от 1:2 до 1:3. Причем скважина является сероводородсодержащей.
3
В предлагаемом способе применяется водный раствор нитрита натрия плотностью 1183 кг/м (марки В) по ТУ 381021278-90.
Показатели нитрита натрия марки В, ТУ 38.1021278-90
Внешний вид (визуально)
прозрачная жидкость
Массовая концентрация нитрита натрия, г/дм<sup>3</sup>, не менее
180
Массовая концентрация нитрата натрия, г/дм<sup>3</sup>, не более
не нормируется
Массовая концентрация сульфата натрия, г/дм<sup>3</sup>, не более
50
Массовая концентрация нитрата натрия и нитрата натрия в сумме, г/дм<sup>3</sup>, не более
250
Массовая концентрация железа, г/дм<sup>3</sup>, не более
не нормируется
Плотность нитрита натрия при 20°С, кг/м<sup>3</sup>, в пределах
1170-1200
Инвертная эмульсия готовится на основе углеводородного растворителя, или нефти в качестве дисперсионной среды и кислоты или кислотообразующей соли - в качестве дисперсной фазы.
В качестве углеводородного растворителя целесообразно использовать СНПХ - 7870 (ТУ 39-05765670-ОП-239-97), представляющий собой композиционную смесь ароматических и алифатических углеводородов, обладающих высокой растворяющей способностью или любой другой растворитель, разрешенный к применению в нефтедобывающей промышленности (НЕФРАС АР 120/200 по ТУ 38104809-80; СОНПАР-5402, ТУ 2458-010-00151816-99 и др). Для приготовления дисперсной фазы применяют соляную кислоту, ГОСТ 857-88 или фтористоводородную кислоту ТУ 608-236-77, или кислотообразующую соль - гидроксохлористый алюминий по ТУ 38. 302163-94 или раствор хлорного железа ГОСТ 11159.
Использование инвертной эмульсии предотвращает преждевременное взаимодействие (в скважине) кислоты или кислотообразующей соли с раствором нитрита натрия.
Стабильность инвертной эмульсии варьируется соотношением углеводородной и водной фазы. При разрушении инвертной эмульсии в пласте кислота или кислотообразующая соль взаимодействуют с раствором нитрита натрия с образованием оксида азота, последний является трудно растворимым газом и играет роль вытесняющего агента, способствуя продвижению нефти к добывающей скважине. Гидроксохлористый алюминий (хлорное железо), помимо оксида азота образует осадок гидроксида алюминия (гидроксида железа):
2
HCl+NaNO→NO↑+NaCl;
2
2
3
Al(ОН)Cl+NaNO→NO↑+Al(ОН)↓+NaCl.
При этом нитрит натрия, создающий рН среды в интервале 3,0-5,0 ед., обеспечивает полное осаждение гидроксида алюминия (гидроксида железа), что способствует более эффективному закупориванию промытых водоносных пропластков и снижению обводненности добываемой продукции.
Наибольшей эффективности предлагаемый способ достигает при обработке сероводородсодержащих скважин, что обусловлено способностью нитрита натрия в кислой среде (кислота или кислотообразующая соль) взаимодействовать с сероводородом, растворенным в пластовой воде или нефти, с образованием серы и оксида азота:
2
2
+
NaNO+HS+Н→ S↓+NO↑+NaOH.
Сера гидрофобизирует поверхность продуктивного коллектора и в отличие от способа-прототипа образуется непосредственно в пласте с использованием его сырьевых ресурсов, а не закачивается в инвертной эмульсии с устья скважины.
4
Выделяющийся, во всех приведенных выше реакциях, оксид азота благодаря полярности молекулы в качестве лиганда входит в состав различных комплексных соединений. К примеру, связывает двухвалентное железо, всегда присутствующее в пластовой и скважинной жидкости, в растворимый комплекс ([NOFe]SO, нитрозо-железо (II) сульфат), тем самым препятствуя выпадению осадка (сульфида или сульфата железа) и загрязнению призабойной зоны скважин.
Таким образом, раствор нитрита натрия при взаимодействии с кислотой или кислотообразующей солью после разрушения инвертных эмульсий способствует очищению призабойной зоны нагнетательных и нефтяных скважин, регулированию проницаемости продуктивного пласта, вытеснению нефти из пласта, гидрофобизации поверхности коллектора (за счет осаждения гидрофобизующей серы в пласте сероводородсодержащих скважин). Все вышеперечисленное приводит к повышению нефтеотдачи продуктивного пласта, снижению воды в добываемой продукции и сероводорода (при использовании предлагаемого способа в сероводородсодержащих скважинах).
Предлагаемый способ в промысловых условиях осуществляется с применением стандартных технических средств. К ним относятся автоцистерны, емкости, агрегаты ЦА-320 и т.п.
Рассмотрим примеры осуществления известного и предлагаемого способа в промысловых условиях.
3
2
3
3
3
3
Пример 1. Объект испытывают по прототипу - очаг воздействия представлен одной нагнетательной и четырьмя добывающими скважинами. Приемистость нагнетательной скважины 230 м/сут, обводненность продукции добывающих скважин 92-97%. Пласт представлен известняками, неоднороден по толщине, средняя проницаемость пласта - 0,24 мкм, средняя пористость - 0,23. Средний дебит по нефти на одну добывающую скважину 0,3-0,8 т/сут. После проведения комплекса подготовительных и исследовательских работ в нагнетательную скважину закачивают 24 м инвертной эмульсии (6 м СНПХ 7870, 18 м соляной кислоты и 80 кг порошкообразной серы), а затем продавливают в пласт при давлении 15,0 МПа сточной водой в количестве 4,0 м. После 24 ч реагирования скважину пускают в работу. В результате воздействия средний дебит нефти возрос на 0,25 т/сут., при этом обводненность скважинной продукции сохранилась на прежнем уровне (92-97%).
2
3
3
3
3
Пример 2. Предлагаемый способ. Испытуемый объект - очаг, представленный одной нагнетательной и четырьмя добывающими скважинами, эксплуатирует неоднородный пласт, сложенный карбонатными коллекторами с проницаемостью 0,21 мкм и пористостью 0,22. Обводненность добываемой продукции добывающих скважин - 95-97%. Средний дебит по нефти - 1,1-2,8 т/сут. В нагнетательную скважину последовательно закачивают 4 м раствора нитрита натрия и 18 м инвертной эмульсии (6 м СНПХ 7870 и 12 м 12%-ной соляной кислоты) и продавливают в пласт сточной водой при давлении 15,0 МПа. Скважину оставляют на реагирование продолжительностью 24 ч. В результате воздействия обводненность добываемой продукции снизилась до 80-82, %, т.е. на 15%. Дебиты по нефти на одну скважину в среднем возросли на 0,5 т/сут.
2
3
3
3
3
3
3
Пример 3. Объектом воздействия является нагнетательная скважина, в которой перфорирован терригенный пласт ДII. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 7,4 м. Проницаемость пласта изменяется от 0,12 до 0,85 мкм. Приемистость пласта при давлении закачивания воды 10 МПа составляет 120 м/сут. Технологическая эффективность определяется по 5-ти окружающим нефтяным скважинам. Обводненность продукции нефтяных скважин изменяется от 78 до 98%, среднесуточный дебит нефти от 0,8 до 5,4 т/сут. В нагнетательную скважину последовательно закачивают 6 м раствора нитрита натрия и 24 м инвертной эмульсии (6 м СОНПАР 5402 и 18 м 8%-ной фтористоводородной кислоты) и продавливают в пласт сточной водой при давлении 15,0 МПа. Скважину оставляют на реагирование продолжительностью 24 ч. В результате воздействия приемистость нагнетательной скважины увеличилась до 350 м/сут, обводненность добываемой продукции снизилась до 60-78%. Дебиты по нефти на одну скважину в среднем возросли на 1,5 т/сут.
3
3
3
3
3
3
2
Пример 4. Объект воздействия - очаг, представленный одной нагнетательной и пятью добывающими скважинами. В нагнетательные скважины нефтяного месторождения от установки по подготовке нефти и воды поступает сероводородсодержащая вода с концентрацией 50 мг/л. Выбранная для обработки нагнетательная скважина имеет приемистость 200 м/сут, ежесуточно она вместе с водой принимает 10 кг HS. Содержание сероводорода в воде и нефти пяти добывающих скважин колеблется от 55 до 180 мг/л. Обводненность добываемой продукции нефтяных скважин - 96-98%, средний дебит нефти - 0,3-0,8 т/сут. В скважину закачивают последовательно 6 м раствора нитрита натрия и 24 м инвертной эмульсии (6 м растворителя НЕФРАС АР 120/200, и 18 м гидроксохлористого алюминия), затем продавливают 6 м сточной водой при давлении 10 МПа. Скважину оставляют на реагирование на 48 ч. В результате воздействия обводненность добываемой продукции добывающих скважин снизилась до 75-81%. Дебиты по нефти в среднем на одну скважину возросли на 0,60 т/сут, при этом на двух добывающих скважинах содержание сероводорода в воде и нефти снизилось в 2 более раза на 20 и 24 день после воздействия. На остальных скважинах содержание сероводорода в добываемой продукции не изменилось.
3
3
3
3
3
Пример 5. Объект воздействия - добывающая скважина. Обводненность добываемой продукции - 97%, дебит нефти - 0,50 т/сут., содержание сероводорода в добываемой жидкости составляет 120 мг/л. После проведения комплекса подготовительных и исследовательских работ в скважину последовательно закачивают 3 м раствора нитрита натрия и 8 м инвертной эмульсии (2 м нефти и 6 м 20%-ного раствора хлорного железа), продавливают 6 м нефти при давлении 15 МПа и оставляют скважину на реагирование на 24 ч. В результате воздействия обводненность добываемой продукции снизилась до 72%, дебит нефти увеличился на 0,7 т/сут, содержание сероводорода в добываемой жидкости снизилось до 20 мг/л.
Таким образом, осуществление заявленного способа, основанное на последовательном закачивании в нагнетательную или добывающую скважину раствора нитрита натрия и инвертной эмульсии, позволяет повысить эффективность известного способа за счет снижения обводненности добываемой продукции на 15-26%о, увеличения дебита нефти в среднем на одну добывающую скважину на 0,60 т/сут. Наиболее подходящими объектами для воздействия по предлагаемому способу являются нагнетательные и добывающие скважины сероводородсодержащих месторождений