Способ разработки нефтяного месторождения

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождений с помощью химических реагентов. Целью изобретения является увеличение нефтеотдачи. В способе разработки нефтяного месторождения, заключающимся в закачке через нагнетательные скважины водного раствора соли аммония, прогреве раствора в пласте и добыче нефти через добывающие скважины, в качестве соли аммония используют карбонат аммония, закачивают водный раствор карбоната аммония в виде оторочки размером 0,2 - 0,4 порового объема и проталкивают водой. 1 табл.

Предполагаемое изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождений с помощью химических агентов.

Известен способ разработки нефтяного месторождения, заключающийся в закачке через нагнетательные скважины карбонизированной воды и добыче нефти через добывающие скважины.

Недостатком известного способа является необходимость наличия источника двуокиси углерода, дополнительные затраты, связанные с ее доставкой на промысел и растворением в воде на специальных установках.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки нефтяного месторождения, заключающийся в закачке через нагнетательные скважины водных растворов солей аммония, таких как сульфит и бисульфит аммония, в концентрациях 0,01-1,0 моль/л (1-10%-ный р-р в воде) при температурах до 50^оС, прогреве раствора в пласте до температуры 50-140^оС за счет естественного прогрева или закачки оторочки теплоносителя, необходимого для разложения соли аммония на газообразные агенты и добыче нефти через добывающие скважины.

Недостатком способа является высокая коррозионная активность реагентов, их дефицитность и высокая стоимость.

Целью изобретения является увеличение нефтеотдачи.

Поставленная цель достигается тем, что в способе разработки нефтяного месторождения, включающего закачку через нагнетательные скважины 1,0-10,0% водного раствора соли аммония, прогрев раствора в пласте и добычу нефти через добывающие скважины в качестве соли аммония закачивают карбонат аммония в виде оторочки размером 0,2-0,4 порогового объема, с последующим проталкиванием ее водой.

Характеристика образца.

Карбонат аммония (аммоний углекислый) - ГОСТ 3770-75.

Карбонат аммония - бесцветные кристаллы. Находит применение в медицине, хлебопекарном деле, при крашении тканей.

Сущность изобретения.

Карбонат аммония (NH₄)₂CO₃ начинает разлагаться уже при комнатной температуре, а при 60^оС реакция идет интенсивно: (NH₄)₂CO₃ NH + NH₄HCO₃ NH + CO + H₂O При разложении 1 молекулы карбоната аммония образуется 2 молекулы аммиака и 1 молекула двуокиси углерода, т.е. из 1 т карбоната аммония образуется 466 м³ аммиака и 233 м³ двуокиси углерода. Образующиеся при разложении карбоната аммония аммиак и двуокись углерода растворяются в воде и нефти. Исходя из того, что растворимость аммиака в воде значительно превышает его растворимость в нефти, а растворимость двуокиси углерода в воде ниже, чем в нефти, в системе будет происходить перераспределение газов: аммиак будет в основном растворяться в воде, а двуокись углерода - в нефти. При этом в водной фазе будут происходить ионные процессы, которые отражают следующие уравнения: H₂O H⁺ + OH^-; NH₃ + CO₂ + H₂O NH⁺₄ + HCO^-₃ ; NH₃ + HCO^-₃ NH₂COO^_ + H₂O ; NH₃ + HCO^-₃ NH⁺₄ + CO²₂^-; Из уравнений видно, что в водной фазе будут присутствовать ионы аммония, образующие с гидроксил-ионом гидрат окиси аммония NH₄OH и ионы карбоновой кислоты СО₃^2-.

Таким образом, суммируя сказанное относительно процессов, происходящих с карбонатом аммония в его водных растворах при нагревании, можно сделать следующий вывод: вследствие его термического разложения в пласте будут присутствовать как газы аммиак и двуокись углерода, растворимые в водной и нефтяной фазах, так и ионы аммония NH₄⁺ и карбоновой кислот СО₃^2-, находящиеся в водной фазе.

По этой причине в пласте будут действовать механизм воздействия двуокисью углерода и механизм, подобный щелочному заводнению.

При контакте гидрата окиси аммония с нефтью снижается межфазное натяжение на границе нефть-раствор NH₄OH, что в конечном итоге приводит к эмульгированию нефти в зоне пласта, охваченного воздействием. Образование эмульсии типа "нефть в воде" способствует увеличению охвата пласта. Взаимодействие раствора NH₄OH с породой приводит к улучшению его смачиваемости, что также положительно сказывается на увеличении нефтеотдачи.

Взаимодействие двуокиси углерода с пластовыми флюидами сопровождается интенсивным массопереносом в результате многоконтактного процесса и изменением физических свойств флюидов (плотности, вязкости, объемов, межфазного натяжения).

При определенных условиях, в зависимости от состава нефти, температуры и давления, двуокись углерода способна неограниченно смешиваться с нефтью. Кроме того, происходит лучший отмыв нефтяной пленки с поверхности породы, при этом уменьшается поверхностное натяжение на границе с водой и увеличивается смачиваемость породы.

Водный раствор двуокиси углерода вступает в реакцию с карбонатными породами и растворяет их. При этом увеличивается проницаемость коллектора и возрастает поглощаемая способность нагнетательных скважин.

Сочетание двух механизмов: воздействия двуокисью углерода и процесса, подобного щелочному заводнению, и будет определять эффективность применения карбоната аммония в качестве химреагента, способствующего повышению нефтеотдачи.

Предлагаемый способ осуществляется следующим образом.

В поверхностных условиях подготавливают водный раствор карбоната аммония (1-10%). Концентрацию раствора и объем оторочки определяют предварительными лабораторными экспериментами на моделях пласта, исходя из оптимального режима с точки зрения нефтевытеснения. В пласт закачивают оторочку карбоната аммония, которую затем проталкивают водой.

Примеры конкретного выполнения.

Опыты по вытеснению осуществлялись на трубчатой модели пласта, представляющей собой змеевик из нержавеющей стали внутренним диаметром 6,3 мм и длиной 10 м, снабженный запорным вентилем на входе и вентилем тонкой регулировки на выходе из пласта. Модель пласта заполнялась кварцевым песком с размером зерен 0,2-0,3 мм.

Поровый объем составил 190 см³; пористость 30%, проницаемость 15 дарси.

Было проведено несколько экспериментов по вытеснению нефти Анастасьевского месторождения Днепровско-Донецкой впадины при температуре 95^оС и давлении 30 МПа.

1) Вытеснение нефти оторочками, равными 0,1; 0,2; 0,4; 0,5 порового объема пласта, 5%-ного водного раствора карбоната аммония.

В процессе вытеснения оторочку р-ра карбоната аммония проталкивали водой объемом 2 порового объема пласта.

2) Вытеснение нефти оторочкой до 0,5 поровых объема пласта, 5% водного раствора сульфита аммония (NH₄)₂SO₃. В процессе вытеснения оторочку раствора сульфита аммония проталкивали водой объемом до 2 поровых объемов пласта.

Результаты представлены в таблице.

Из таблицы следует, что способ согласно примерам 2-4, позволяет увеличить добычу нефти из пласта по сравнению с прототипом (пример 6). Контрольные примеры показывают, что заводнение без солей аммония (пример 1) приводит к весьма низкой нефтеотдаче, а повышенный размер оторочки соли аммония (пример 5) практически не приводит к увеличению нефтеотдачи.

Применение предложенного способа позволит существенно увеличить нефтеотдачу пластов.

Формула изобретения

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ, включающий закачку через нагнетательные скважины 1 - 10%-ного водного раствора соли аммония, прогрев раствора в пласте и добычу нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что, с целью увеличения нефтеотдачи, в качестве соли аммония закачивают карбонат аммония в виде оторочки размером 0,2 - 0,4 порового объема с последующим проталкиванием ее водой.

РИСУНКИ

Рисунок 1