Способ интенсификации добычи нефти из пласта
METHOD FOR INTENSIFYING OIL PRODUCTION FROM A RESERVOIR

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам повышения нефтеотдачи пластов за счет изменения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пласта в межскважинном пространстве при помощи стимулирующих компонентов и гидроразрыва пласта (ГРП).
Известен способ обработки подземного участка (патент RU № 2361897, МПК C09K 8/04, C09K 8/52, C08L 5/00, C09K 8/60, C09K 8/62, опубл. 20.07.2009 Бюл. № 20), включающий получение композиции вязкой жидкости на водной основе для обработки пласта, которая содержит воду, повышающий вязкость полимер и растворимую в воде композицию для сильно замедленного разрушения полимеров, содержащую источник пероксида водорода, источник ионов двухвалентного железа и хелатообразующий агент, где повышающий вязкость полимер представляет собой полисахарид, источник пероксида водорода выбирают из группы, состоящей из терагидрата пербората натрия и пероксида водорода, растворимая в воде композиция для сильно замедленного разрушения полимеров имеет молярное отношение хелатообразующего агента к источнику ионов двухвалетного железа в диапазоне от 3:1 до 6:1 и рН в диапазоне от приблизительно 3 до приблизительно 7, введение композиции вязкой жидкости для обработки пласта в подземный участок через ствол скважины, проникающий в подземный участок, причем композиция для сильно замедленного разрушения полимеров разрушает композицию вязкой жидкости для обработки пласта с образованием разбавленной жидкости, имеющей низкую вязкость.
Недостатками данного способа являются узкая область применения из-за возможности закачки только в пласты с высокой проницаемостью (достаточной для закачки вязкого полимера) и невозможности расширить область воздействия на призабойную зону пласта, только до того места куда возможно продавить композиции, невозможность вывода парафинов и асфальтенов из призабоной зоны пласта из-за относительно низкой температуры (не выше температуры пласта) и сложность реализации из-за необходимости контроля соотношения компонентов, то есть значительно повышается вероятность неуспеха реализации способа из-за «человеческого фактора» (ошибки).
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки нефтяного месторождения (патент RU № 2278250, МПК Е21В 43/22, опубл. 20.06.2006 Бюл. № 17), 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.
Недостатками данного способа являются узкая область применения из-за невозможности расширить область воздействия на призабойную зону пласта, только до того места куда возможно продавить композиции, невозможность вывода парафинов и асфальтенов из призабоной зоны пласта из-за относительно низкой температуры (не выше температуры пласта) и сложность реализации из-за необходимости контроля соотношения компонентов, то есть значительно повышается вероятность неуспеха реализации способа из-за «человеческого фактора» (ошибки).
Технической задачей предполагаемого изобретения является создание способа интенсификации добычи нефти из пласта, позволяющего расширить область применения за счет увеличения охвата при помощи ГРП воздействия на межскважинную зону пласта, обеспечение вывода из призабоной зоны пласта парафинов и асфальтенов за счет вытеснения водородом и прогрева межскважинной и призабойной зон до температуры как минимум до 40ºС для увеличения их текучести, уменьшения вязкости пластовых углеводородов, а также упростить применение за счет подготовки расклинивающего агента (проппанта с реагентами) в промышленных условиях, что значительно уменьшает влияние «человеческого фактора».
Техническая задача решается способом интенсификации добычи нефти из пласта, включающим строительство добывающих и нагнетательных скважин по заданной схеме в продуктивный пласт, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины для поддержания пластового давления и отбор продукции пласта из добывающих скважин, последовательную закачку через выбранную скважину для увеличения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) призабойной и межскважинной зон пласта натрийсодержащих элементов и агента реакции с натрийсодержащими элементами с продавкой в пласт с выделением продуктов химической реакции.
Новым является то, что перед закачкой производят гидроразрыв пласта с получением трещин, в которые закачивают натрийсодержащие элементы, состоящие из проппанта и 10 – 35 % металлического натрия, заключённого в кислоторастворимую защитную оболочку, при этом защитная оболочка имеет разную (дифференцированную) толщину для увеличения времени реакции, в качестве агента реакции применяют водный раствор кислоты в объемах и концентрации достаточной для растворения защитной оболочки, продуктами реакции является водород, выделяющийся с выделением теплоты при реакции металлического натрия с водой, находящейся в пласте.
Новым является также то, что в близлежащих скважинах, гидродинамически связанных с обрабатываемой скважиной снижают уровень жидкости ниже пластового давления для отбора продукций реакции с парафинами и/или асфальтенами.
Способ интенсификации добычи нефти из пласта включает строительство добывающих и нагнетательных скважин по заданной схеме (сетке скважин) в продуктивный пласт, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины для поддержания пластового давления и отбор продукции пласта из добывающих скважин. Сетку скважин (схему расположения скважин), методы закачки вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбора продукции из добывающих скважин определяют специалисты-технологи, исходя из свойств пласта, которые определяют благодаря геофизическим исследованиям и анализом работы скважин. Авторы на это не претендуют. В ходе эксплуатации пласта часто изменяются (снижаются) ФЕС призабойной и межскважинной зон пласта за счет увеличения вязкости продукции (отбираются в основном легкие фракции), обводненности продукции (так как в качестве вытесняющего агента используют воду или водные растворы химических реагентов), коллектор пласта «забивается парафинами и/или асфальтенами и т.д.
Для улучшения (увеличения) ФЕС призабойной и межскважинной зон пласта предлагается проведение ряда технологических операций при помощи ГРП и натрийсодержащих элементов, состоящий из проппанта и 10 – 35 % металлического натрия, заключённого в кислоторастворимую защитную оболочку. Изначально приготавливают капсулированный (заключенный в кислоторастворимую защитную оболочку) металлический натрий. Причем в качестве защитной оболочки применяют соли металлов (Железа – Fe, Кальция – Ca или т.п.), непосредственно сами металлы, перемешиваемые с глиной (отвердевающей при обжиге) или кремний - Si, реагирующие с кислотами (чаще всего применяют водные растворы соляной, серной кислоты или глинокислоты – НF+HCl). В зависимости от вида выбранной защитной оболочки в лабораторных условиях определяют необходимую концентрацию кислоты в водном растворе и ее количество. Защитное покрытие чаще всего наносят порошковым напылением с клеевой основой (соли металлов) на металлический натрий или окунанием его в ванну с раствором глины и металла с последующим обжигов в печах при температуре 200 – 600 ºС (в прямой зависимости от количества металла и глины – чем больше металла и глины, тем выше температура – определяется опытным путем). На способы нанесения покрытия авторы не претендуют. При этом толщину защитного слоя не контролируют техническими средствами, поэтому толщина получается различной (чаще всего от 0,1 мм до 1 мм). После чего в зависимости от величины фракций применяемого при ГРП проппанта натрий с защитной оболочкой просеивают до получения аналогичных размеров (для удобства работы) и перемешивают в отношении 10 – 35 % натрия с защитной оболочкой, а остальное – проппант. Из практики натурных испытаний менее 10 % натрия с защитной оболочкой в проппанте использовать не рекомендуется, так как резко снижается эффективность воздействия на ФЕС призабойной и межскважинной зон пласта, как и выше 35 %, так как это значительно увеличивает материальные затраты (несмотря на то, что сам натрий является распространённым и недорогим химическим элементом), а эффективность растет незначительно. Большой разброс параметров (10 – 35 % натрия с защитной оболочкой, а остальное – проппант) позволяет легко добиться такого соотношения, даже не смотря на «человеческий фактор»: предполагается добиться соотношения 20 – 25 % натрия с защитной оболочкой в проппанте, при небольших ошибках в развесовке во время смешивания параметры все равно остаются в допустимых пределах в натрийсодержащих элементах.
Выбирают скважину для проведения технологических операций. Обычно выбирают скважину, в призабоной зоне пласта которой проницаемость снижается в 2 и более раз от первоначальной проницаемости. В этой скважине проводят ГРП с закачкой натрийсодержащих элементов для расклинивания (удержания в открытом состоянии) полученных трещин, исключая их «схлопывание» после снятия давления и увеличивая проницаемость пласта в районе этих трещин. После чего в трещины (так как у них высокая проницаемость) закачивают водный раствор кислоты, растворяющий постепенно защитную оболочку и освобождая металлический натрий. Так как толщина защитного слоя варьируется в больших пределах, то растворение защитной оболочки у разных капсул будет происходить с большим разбросом (практически: от 20 мин. у тонких оболочек до 24 ч – у толстых) и освобождение металлического натрия будет постепенным для взаимодействия с водой, находящейся в пласте.
При этом натрий взаимодействует с водой образуя химичческую реакцию:
2
2
2Na + 2HO → 2NaOH + H↑ + 168 кДж   [1]
Активный водород, имея очень маленькие размеры, легко проникает в поры коллектора пласта, а повышение постепенное (из-за растворения защитных оболочек) температуры (до 40 ºС и более), выделяемой при этой химической реакции увеличивает объем газа в порах и делает более текучими в том числе парафины и асфальтены (при 40 ºС: 55 – 67 мПа⋅с и 73 – 85 мПа⋅с соответственно). При этом ионы NaOH снижают межфазное натяжение парафинов и асфальтенов за счет активации ароматических соединений, что способствует их гидрированию. Для парафинов и асфальтенов (тяжелых фракций нефти) это процесс может идти по сульфидным мостикам, что приведет к снижению их молекулярной массы:
[2]
В результате поры освобождаются от тяжелых фракций нефти, увеличивая ФЕС призабойной и межскважинной зон пласта.
Для ускорения очистки призабойной и межскважинной зон пласта от тяжелых фракций в близлежащих скважинах, гидродинамически связанных с обрабатываемой скважиной снижают уровень жидкости ниже пластового давления отбора из них продукций реакции с парафинами и/или асфальтенами, что позволяет ускорить призабойной и межскважинной зон пласта процесс очистки с 3 – 4 дней до 1,5 – 2 дней, то есть практически в 2 раза. При этом ФЕС (судя по проницаемости) призабойной и межскважинной зон пласта увеличивается практически в 2,5 – 3 раза. После чего скважину опять запускают в работу в качестве нагнетательной или добывающей.
Предполагаемый способ интенсификации добычи нефти из пласта позволяет расширить область применения за счет увеличения охвата при помощи ГРП воздействия на призабойную и межскважинную зоны пласта, обеспечивает вывод из призабоной зоны пласта парафинов и асфальтенов за счет вытеснения водородом и прогрева межскважинной и призабойной зон до температуры как минимум до 40ºС для увеличения их текучести, уменьшения вязкости пластовых углеводородов, а также упростить применение за счет подготовки расклинивающего агента (проппанта с реагентами) в промышленных условиях, что значительно уменьшает влияние «человеческого фактора».