СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
OIL DEPOSIT DEVELOPMENT METHOD

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений и может применяться, в частности, при отработке остаточных запасов продуктивных нефтеносных 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%-ной перекиси водорода около 25 суток и последующий пуск скважины в эксплуатацию. Также в способе рассмотрены варианты использования 30%-ной и 50%-ной концентрации перекиси водорода. Недостатками данного способа являются длительный период остановки нефтедобывающей скважины, а также его применимость в основном для очистки призабойной зоны скважины и низкая эффективность использования выделяющейся энергии.
3
3
Известен способ разработки нефтяного месторождения (патент РФ №2276256, Е21В 43/22, 10.05.2006, бюл. №13). Способ включает 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 СНСООН+CHCOONa, 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. Недостатком данного способа является низкая эффективность при добыче остаточной нефти, связанная с недостаточной глубиной проникновения реагентов в нефтяной пласт.
Известен способ разработки нефтяного месторождения, принятый за прототип (патент РФ №2278250, Е21В 43/22, 20.06.2006, бюл. №17). Способ включает 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, причем 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%-ный 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. Изобретение характеризуется также тем, что в качестве стабилизатора используют крахмал. Изобретение характеризуется также тем, что в качестве стабилизатора используют хозяйственное мыло. Недостатком данного способа является низкая эффективность при добыче остаточной нефти, связанная с недостаточной глубиной проникновения реагентов в нефтяной пласт.
Техническим результатом способа является повышение эффективности добычи остаточной нефти за счет повышения глубины проникновения реагентов для эффективного воздействия на остаточную нефть в нефтяном пласте.
Технический результат достигается тем, что в способе разработки нефтяного месторождения, включающем бурение вертикальных эксплуатационных и нагнетательных скважин по заданной схеме в продуктивный пласт, закачку воды и добычу нефти, бурение на поздней стадии разработки месторождения по меньшей мере двух боковых горизонтальных стволов нагнетательных скважин, расположенных в параллельных плоскостях, между вертикальными эксплуатационными скважинами, подачу в одну из нагнетательных скважин 30%-ной перекиси водорода со стабилизатором - крахмалом или хозяйственным мылом, создание противодавления на устьях нагнетательных скважин с боковыми горизонтальными стволами, 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, согласно изобретению перед подачей перекиси водорода в продуктивный пласт подают суспензию самородной платины, измельченной до размера менее 10 микрон, в керосине или дизельном топливе с концентрацией самородной платины 0,5% от объема керосина или дизельного топлива в объеме 0,01 от порового объема, а при подаче перекиси водорода в объеме 0,15 порового объема, в другую нагнетательную скважину подают 5%-ный водный раствор гидрохинона в объеме 0,1 от порового объема, продавливают с помощью воды перекись водорода и раствор гидрохинона в продуктивный пласт и после выдержки возобновляют закачку воды по нагнетательным скважинам с вытеснением нефти по эксплуатационным скважинам.
Технический результат достигается также тем, что в качестве самородной платины используют ферроплатину.
Технический результат достигается также тем, что в качестве самородной платины используют купроплатину.
Технический результат достигается также тем, что в качестве самородной платины используют палладистую станноплатину.
Применение предлагаемого способа по сравнению с прототипом позволяет повысить эффективность добычи остаточной нефти за счет повышения глубины проникновения реагентов в продуктивный 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 нефтяной пласт;
5 - фронт вытеснения.
3
3
Платина самородная (П.с.), группа платиновых минералов, являющихся неупорядоченными природными твердыми растворами Fe, Cu, Ni, lr, Rh, Pd, Sn, Os, Ru, Au, Ag, Bi, Pb в платине. Обычно содержат 2-3 основных (минералообразующих) металла и различное количество металлов-примесей. Их главный элемент - платина; в кристаллической структуре П.с. она является металлом-растворителем, ее структура наследуется минералами П.с. Атомы второстепенных минералообразующих и примесных элементов статистически распределяются в унаследованной структуре платины, как бы растворяясь в ней. Подобными кристаллическими структурами обладают следующие минералы П.с.: твердые растворы Fe в Pt - поликсен (2,5-11,9 весового % Fe) и ферроплатина (12,0-28,1% Fe); lr в Pt - иридистая платина (10,4 - 37,5% lr); Pd в Pt - палладистая платина (19,4-40,0% Pd); Sn и Pd в Pt - палладистая станноплатина (16-23% Sn и 17,2-20,9% Pd). Содержание примесей в минералах П.с. достигает: в поликсене - 8,8% lr, 6,8% Rh, 6% Pd, 3,3% Cu и 2,3% Ru; в ферроплатине - до 14,3% Ni, 14% Cu, 12,9% Pd, 7,5% lr, 5,8% Rh и 3% Bi; в иридистой платине - до 11% Os, 4% Pd и 2,5% Ru; в палладистой платине - до 3% Au; в палладистой станноплатине - до 2,5% Bi. Поликсен и ферроплатина с содержанием Rh свыше 4% называется родистой платиной, ферроплатина с содержанием свыше 7% Cu - медистой ферроплатиной или купроплатиной; ферроплатина, в которой более 3% Ni, называют иногда никелистой платиной. Ферроплатина и поликсен являются наиболее распространенными минералами П.с. Кристаллизуются минералы П.с. в кубической системе, кристаллическая структура типа меди, решетка гранецентрированная кубическая. Минералы П.с. непрозрачные, серо-стального и серебряно-белого цвета, с желтым оттенком у палладистой платины и бронзовым - у купроплатины; металлический блеск особенно сильный у иридистой платины. Выделения этих минералов (зерна, сростки, кристаллы) часто покрыты с поверхности черной оксидной пленкой, тонкой и хрупкой. Преобладающая часть выделений ферроплатины и поликсена и плотность от 13100 до 21500 кг/м, наименьшая - у ферроплатины (13100-16000 кг/м) и палладистой станноплатины, самая большая - у чистой природной платины. Самородная платина является катализатором реакции гидрохинона и перекиси водорода. Наиболее эффективными по ряду показателей (например, по наименьшей плотности) являются ферроплатина, купроплатина и палладистая станноплатина. Для осуществления операций способа самородную платину измельчают до размера менее 10 микрон для обеспечения беспрепятственного и глубокого проникновения реагентов в продуктивный нефтяной пласт 4. Затем измельченную самородную платину добавляют в керосин или дизельное топливо в необходимом количестве (0,5% от объема керосина или дизельного топлива), после чего создают суспензию при помощи, например, ультразвука, после чего подают в скважину. Меньшее количество самородной платины (менее 0,5% по объему) не обеспечит эффективное протекание реакции, а большее количество (более 0,5% по объему) вызовет значительное удорожание работ по добыче остаточной нефти. Керосин и дизельное топливо обладают необходимыми свойствами для приготовления достаточно устойчивой суспензии. Объем закачки керосина или дизельного топлива составляет 0,01 от порового, что обеспечивает достаточно глубокое проникновение суспензии самородной платины в продуктивный нефтяной пласт. При использовании ферроплатины, купроплатины, станноплатины их концентрация должна составлять 0,5% по объему.
6
4
2
Гидрохинон (пара-дигидроксибензол) имеет химическую формулу СН(ОН). Это светло-серые кристаллы, хорошо растворимые в воде. Гидрохинон используют как промежуточный продукт в производстве красителей, проявляющее вещество в фотографии, антиоксидант, ингибитор полимеризации. При взаимодействии гидрохинона с перекисью водорода в присутствии самородной платины будет происходить реакция с выделением тепла. Для обеспечения достаточно эффективной реакции следует использовать 5%-ный раствор гидрохинона (большая или меньшая концентрация не приведет к необходимому эффекту). Объем закачки 5%-ного раствора гидрохинона принимают равным 0,1 от порового. Это обеспечит более полный охват зон остаточной нефтенасыщенности.
Использование 30%-ной перекиси водорода со стабилизатором позволит обеспечить необходимую безопасность работ с достаточно высокой температурой реакции. Объем закачки составляет 0,15 от порового объема, что позволяет охватить для воздействия больший объем остаточной нефти.
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 воду, а по эксплуатационным скважинам 1 вытесняют с ее помощью нефть. На поздней стадии разработки месторождения при высокой обводненности нефти из нагнетательных скважин 2 бурят, по меньшей мере, два боковых горизонтальных ствола 3, расположенных в параллельных плоскостях между эксплуатационными скважинами 1. За счет того что боковые горизонтальные стволы 3 располагают в параллельных плоскостях, достигают наибольшее воздействие продуктов реакции на продуктивный пласт 4. В одну из нагнетательных скважин 2 подают суспензию самородной платины в керосине или дизельном топливе с концентрацией самородной платины 0,5% от объема жидкости в объеме 0,01 от порового. Затем в ту же нагнетательную скважину 2 с боковым горизонтальным стволом 3 подают перекись водорода с концентрацией 30% со стабилизатором в объеме 0,15 порового объема, а в другую подают 5%-ный водный раствор гидрохинона в объеме 0,1 от порового. В качестве стабилизатора 30%-ной перекиси водорода возможно использование крахмала или хозяйственного мыла для замедления возможной химической реакции при подаче реагентов по скважинам в продуктивный нефтяной пласт 4. Хозяйственное мыло следует добавлять в количестве 0,3-0,8% от объема перекиси водорода, а крахмал - 0,8-1,2% от объема перекиси водорода. Данные концентрации хозяйственного мыла и крахмала обеспечат эффективную стабилизацию без перерасхода веществ. Другие концентрации необходимо обосновывать экспериментальным или экспериментально-аналитическим путями. После этого с помощью воды продавливают 30%-ную перекись водорода и гидрохинон в продуктивный нефтяной пласт 4. Затем с помощью устьевой арматуры создают противодавления на устьях нагнетательных скважин 2 с боковыми горизонтальными стволами 3 и осуществляют технологическую выдержку с вытеснением остаточной нефти за счет физико-химического воздействия на продуктивный пласт 4. Физико-химическое воздействие на пласт осуществляется за счет реакции 30%-ной перекиси водорода и 5%-ного водного раствора гидрохинона в присутствии 0,5% самородной платины, которая сопровождается большим выделением пара и теплоты. За счет того что на устьях нагнетательных  скважин 2 создают  противодавление, реакцией перекиси водорода с гидрохиноном в присутствии платины создают фронт 5 вытеснения, выжимающий остаточную нефть по эксплуатационным  скважинам 1. После технологической выдержки, сопровождающейся вытеснением нефти по нагнетательным скважинам 2 с боковыми горизонтальными стволами 3, подают воду и вытесняют с ее помощью по эксплуатационным скважинам 1 остаточную нефть.
Примеры реализации способа.
Пример 1. Бурят по заданной схеме вертикальные эксплуатационные 1 и нагнетательные 2 скважины в продуктивный пласт 4. По нагнетательным 2 скважинам подают воду, а по эксплуатационным скважинам 1 вытесняют с ее помощью нефть. На поздней стадии разработки месторождения при высокой обводненности нефти из нагнетательных скважин 2 бурят, по меньшей мере, два боковых горизонтальных ствола 3, расположенных в параллельных плоскостях между эксплуатационными скважинами 1. В одну из эксплуатационных скважин 2 подают суспензию самородной платины в керосине или дизельном топливе с концентрацией самородной платины 0,4% от объема жидкости в объеме 0,009 от порового. Затем в одну из эксплуатационных скважин 2 с боковым горизонтальным стволом 3 подают перекись водорода с концентрацией 29% со стабилизатором в объеме 0,14 порового объема, а в другую подают 4%-ный водный раствор гидрохинона в объеме 0,09 от порового. В качестве стабилизатора 29%-ной перекиси водорода используют крахмал или хозяйственное мыло для замедления возможной химической реакции при подаче реагентов по скважинам в продуктивный нефтяной пласт 4. После этого с помощью воды продавливают 29%-ную перекись водорода и гидрохинон в продуктивный нефтяной пласт 4. Затем с помощью устьевой арматуры создают противодавления на устьях нагнетательных скважин 2 с боковыми горизонтальными стволами 3 и осуществляют технологическую выдержку с вытеснением остаточной нефти за счет физико-химического воздействия на продуктивный пласт 4. Физико-химическое воздействие на пласт осуществляется за счет реакции 29%-ной перекиси водорода и 4%-ного водного раствора гидрохинона в присутствии 0,4% самородной платины, которая сопровождается большим выделением пара и теплоты. За счет того что на устьях нагнетательных скважин 2 создают противодавление, реакцией перекиси водорода с гидрохиноном в присутствии платины создают фронт 5 вытеснения, выжимающий остаточную нефть по эксплуатационным скважинам 1. После технологической выдержки, сопровождающейся вытеснением нефти по нагнетательным скважинам 2 с боковыми горизонтальными стволами 3, подают воду и вытесняют с ее помощью по эксплуатационным скважинам 1 остаточную нефть. Коэффициент извлечения остаточной нефти составляет 2%. Такое низкое дополнительное извлечение нефти не окупит затраты на операции способа и реагенты.
Пример 2. Бурят по заданной схеме вертикальные эксплуатационные 1 и нагнетательные 2 скважины в продуктивный пласт 4. По нагнетательным скважинам 2 подают воду, а по эксплуатационным скважинам 1 вытесняют с ее помощью нефть. На поздней стадии разработки месторождения при высокой обводненности нефти из нагнетательных скважин 2 бурят, по меньшей мере, два боковых горизонтальных ствола 3, расположенных в параллельных плоскостях между эксплуатационными скважинами 1. В одну из эксплуатационных скважин 2 подают суспензию самородной платины в керосине или дизельном топливе с концентрацией самородной платины 0,5% от объема жидкости в объеме 0,01 от порового. Затем в одну из эксплуатационных скважин 2 с боковым горизонтальным стволом 3 подают перекись водорода с концентрацией 30% со стабилизатором в объеме 0,15 порового объема, а в другую подают 5%-ный водный раствор гидрохинона в объеме 0,1 от порового. В качестве стабилизатора 30%-ной перекиси водорода возможно использование крахмала или хозяйственного мыла для замедления возможной химической реакции при подаче реагентов по скважинам в продуктивный нефтяной пласт 4. После этого с помощью воды продавливают 30%-ную перекись водорода и гидрохинон в продуктивный нефтяной пласт 4. Затем с помощью устьевой арматуры создают противодавления на устьях нагнетательных скважин 2 с боковыми горизонтальными стволами 3 и осуществляют технологическую выдержку с вытеснением остаточной нефти за счет физико-химического воздействия на продуктивный пласт 4. Физико-химическое воздействие на пласт осуществляется за счет реакции 30%-ной перекиси водорода и 5%-ного водного раствора гидрохинона в присутствии 0,5%-тов самородной платины, которая сопровождается большим выделением пара и теплоты. За счет того что на устьях нагнетательных скважин 2 создают противодавление, реакцией перекиси водорода с гидрохиноном в присутствии платины создают фронт 5 вытеснения, выжимающий остаточную нефть по эксплуатационным скважинам 1. После технологической выдержки, сопровождающейся вытеснением нефти по нагнетательным скважинам 2 с боковыми горизонтальными стволами 3, подают воду и вытесняют с ее помощью по эксплуатационным скважинам 1 остаточную нефть.
Коэффициент извлечения остаточной нефти составляет 6%. Эта величина достаточна для экономической эффективности способа.
Пример 3. Бурят по заданной схеме вертикальные эксплуатационные 1 и нагнетательные 2 скважины в продуктивный пласт 4. По нагнетательным 2 скважинам подают воду, а по эксплуатационным скважинам 1 вытесняют с ее помощью нефть. На поздней стадии разработки месторождения при высокой обводненности нефти из нагнетательных скважин 2 бурят, по меньшей мере, два боковых горизонтальных ствола 3, расположенных в параллельных плоскостях между эксплуатационными скважинами 1. В одну из эксплуатационных скважин 2 подают суспензию самородной платины в керосине или дизельном топливе с концентрацией самородной платины 0,6% от объема жидкости в объеме 0,02 от порового. Затем в одну из эксплуатационных скважин 2 с боковым горизонтальным стволом 3 подают перекись водорода с концентрацией 40% со стабилизатором в объеме 0,2 порового объема, а в другую подают 6%-ный водный раствор гидрохинона в объеме 0,1 от порового. В качестве стабилизатора 40%-ной перекиси водорода возможно использование крахмала или хозяйственного мыла для замедления возможной химической реакции при подаче реагентов по скважинам в продуктивный нефтяной пласт 4. После этого с помощью воды продавливают 40%-ную перекись водорода и гидрохинон в продуктивный нефтяной пласт 4. Затем с помощью устьевой арматуры создают противодавления на устьях нагнетательных скважин 2 с боковыми горизонтальными стволами 3 и осуществляют технологическую выдержку с вытеснением остаточной нефти за счет физико-химического воздействия на продуктивный пласт 4. Физико-химическое воздействие на пласт осуществляется за счет реакции 40%-ной перекиси водорода и 6%-ного водного раствора гидрохинона в присутствии 0,6% самородной платины, которая сопровождается большим выделением пара и теплоты. За счет того что на устьях нагнетательных скважин 2 создают противодавление, реакцией перекиси водорода с гидрохиноном в присутствии платины создают фронт 5 вытеснения, выжимающий остаточную нефть по эксплуатационным скважинам 1. После технологической выдержки, сопровождающейся вытеснением нефти по нагнетательным скважинам 2 с боковыми горизонтальными стволами 3, подают воду и вытесняют с ее помощью по эксплуатационным скважинам 1 остаточную нефть.
Коэффициент извлечения остаточной нефти составляет 8%. Повышенный расход реагентов не окупается значительным приростом извлекаемых запасов нефти.
Применение предлагаемого способа разработки нефтяного месторождения обеспечивает следующие преимущества:
- повышение эффективности добычи остаточной нефти за счет более глубокого проникновения реагентов;
- повышение глубины воздействия на нефтяной пласт;
- снижение затрат на добычу остаточной нефти.