Способ разработки нефтяного месторождения

 

(57) ТЕКСТ РЕФЕРАТА ОТСУТСТВУЕТ

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений тепловыми методами с использованием внутрипластовых окислительных процессов и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности. Целью изобретения является интенсификация разработки и повышение нефтеотдачи месторождений нефтей малой и повышенной вязкости. На основании исследований установлено, что процесс низкотемпературного окисления (при отсутствии высокотем- пературного горения) нефтей малой и повышенной вязкости может развиваться при существенно более высоких значениях водовоздушного отношения (ВВО), чем указано в прототипе. В таблице приведены некоторые параметры и результаты проведенных исследований. Как следует из таблицы (опыты 2-5), данный процесс реализуется в пределах ВВО 0,006-0,015 м³/нм³. При ВВО 0,0015 (значение взято из прототипа для высоковязких нефтей) реализовывался процесс высокотемпературного горения (опыт 1). Однако в установленном интервале ВВО процесс может существовать только при определенной начальной температуре пласта, поскольку она определяет интенсивность и тепловой эффект низкотемпературного окисления нефти. На чертеже показана зависимость теплового эффекта реакции низкотемпературного окисления нефтей от температуры. Для осуществления процесса необходимо, чтобы тепло, выделяемое в окислительных реакциях, компенсировало тепловые потери в кровлю, подошву и нагрев пласта впереди зоны реагирования. Максимальный тепловой эффект реакций окисления составляет порядка 100 ккал/моль О₂, что достигается при температурах пласта 200^оС и выше (чертеж). При температурах пласта 70-80^оС значение теплового эффекта реакций составляет 85% от максимального, и дальнейшее увеличение температуры приводит к медленному росту теплового эффекта. При температурах ниже 70^оС происходит резкое снижение теплового эффекта реакций окисления, и процесс в интервале ВВО 0,006-0,015 м³/нм³неосуществим, вследствие некомпенсации пластовых теплопотерь. Прогрев пласта выше 200^оС нецелесообразен, поскольку тепловой эффект реакций окисления практически не увеличивается. Таким образом, прогрев пласта до температур 70-200^оС является оптимальным температурным интервалом, позволяющим вести процесс при ВВО 0,006-0,015 м³/нм³. Для прогрева пласта до 70-200^оС необходимо, чтобы нагнетаемая горячая вода при вхождении в пласт имела на забое эти же значения температур. Эта задача может быть решена с использованием внутрискважинных забойных нагревателей, которые уже разработаны и скоро поступят в нефтедобывающую промышленность. В этом случае в скважину закачивается холодная вода, а горячая вода необходимой температуры готовится непосредственно на забое скважины. Другим путем достижения необходимых пластовых температур является закачка в скважину воды, нагретой на поверхности. Однако при движении воды до забоя скважины возможны большие потери тепла на пути от нагревательной установки до устья скважины и от устья скважины до забоя. Эти потери зависят от целого ряда факторов: длины трубопровода и его теплоизоляции, темпа нагнетания теплоносителя, конструкции скважины, длины колонны труб, пластовой температуры и пр. Поэтому связать температуру горячей воды на поверхности с температурой прогрева пласта и выбранным интервалом ВВО в общем случае не представляется возможным. Например, при расчете нагнетания теплоносителя (горячей воды) для условий месторождения (глубина 500 м, пластовая температура 22^оС) получается, что для достижения на забое скважины температуры 100^оС необходимо на устье скважины иметь температуру воды 140^оС, а для условий другого месторождения (глубина 1500 м, пластовая температура 24^оС) 100^оС на забое можно достичь, закачивая горячую воду с температурой на устье 250^оС. Таким образом, технологичность способа в данном интервале ВВО может быть связана только с установленной температурой прогрева пласта или с тем же значением температуры нагнетаемой воды на забое скважины. Задача по обеспечению внутрипластового перевода горячей воды в пар сводится к определению величины водовоздушного отношения, при котором данный процесс технологичен. Температура насыщенного пара (Т_н) при пластовом давлении 10 мПа составляет 310^оС, теплота парообразования r_н 317,5 ккал/кг. Для перевода закачиваемой горячей воды в пар потребуется затратить тепла (в расчете на единицу массы воды) Q C_в(Т_н-Т_з) + r_п X, где Т_н температура насыщенного пара; Т_з температура в призабойной зоне; С_в удельная теплоемкость воды; Х сухость пара. При потреблении 1 кг кислорода в окислительных реакциях с углеводородом выделяется r_к 2500-3000 ккал/кг тепла. Тогда для перевода в пар 1 кг горячей воды потребуется затратить кислорода в количестве R_к= кг/кг где К_n коэффициент использования кислорода в реакциях окисления или в пересчете на воздух R_в= кг/кг В пересчете на объемные величины потребность в воздухе на перевод единицы объема воды в пар может быть вычислена в соответствии со следующим выражением: R_в= нм³/м³ Если сухость пара (Х) равна 0,25, то
R_в= 460 что соответствует водовоздушному отношению 0,0022 н³/нм³. Минимальное значение водовоздушного отношения, которое обеспечит доведение горячей воды до температуры насыщения (Х 0), составит порядка 0,003 м³/нм³. Закачка в пласт водовоздушной смеси в соотношении 0,003 м³/нм³ с температурой воды на устье скважины, равной 150^оС, проводится обычным способом. В примере реализации способа дан расчет ВВО в зоне окислительных процессов, при котором процесс технологичен. Для конкретной реализации способа требуется значение ВВО на устье скважины (В_зак), которое складывается из ВВО в зоне окислительных процессов (В_ф) и ВВО за фронтом окислительных процессов (В_заф)
В_зак В_ф + В_заф
Пусть толщина пласта n 10 м, расстояние, на которое зона окислительных процессов отошла от нагнетательной скважины, R 5 м, пористость пласта m0,2, остаточная неподвижная водонасыщенность за фронтом окисления σ_ост 0,2, водонасыщенность за фронтом окисления σ_св 0,8, скорость перемещения зоны окисления V_ср 0,6 м/сут, темп закачки воздуха q 3 тыс. нм³/сут. Тогда
B_заф= ·h·m(σ_св-σ_ост)·
h·m(σ_св-σ_ост) ≈ 94м³ количество воды за фронтом окисления,
V_г= ·q 24 тыс.нм³ объем закаченного воздуха,
В_заф ≈ 0,004 м³/нм³,
В_зак 0,0022 + 0,004 0,0062 м³/нм³. Таким образом, для достижения степени сухости пара 0,25 в зоне окислительных процессов закачка водовоздушной смеси на устье скважины должна производиться с ВВО 0,0062 м³/нм³. Реализация данного способа позволит интенсифицировать процесс разработки залежей нефтей малой и повышенной вязкости, поскольку скорость перемещения зоны низкотемпературного окисления определяется темпом нагнетания зоны низкотемпературного окисления определяется темпом нагнетания воды и в 2-3 раза превышает скорость перемещения зоны высокотемпературного горения при тех же объемах нагнетаемого воздуха. Кроме того, высокие темпы развития процесса определяют высокие темпы генерации тепла и тем самым способствуют снижению теплопотерь в кровлю и подошву пласта, т.е. в непродуктивные зоны. Таким образом, увеличивается степень полезного использования тепла, что определяет рост нефтеотдачи пласта.

Формула изобретения

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ, включающий внутрипластовые окислительные реакции путем закачки в пласт нагретой воды и окислителя - воздуха через нагнетательную скважину и добычу флюидов через добывающие скважины, отличающийся тем, что, с целью интенсификации разработки и повышения нефтеотдачи месторождений нефтей малой и повышенной вязкости, при сокращении расхода окислителя нагретая вода и окислитель закачиваются в пласт с водовоздушным отношением 0,006 - 0,015 м³/нм³, причем температуру продуктивного пласта доводят до 70 - 200^oС.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3

MM4A Досрочное прекращение действия патента Российской Федерации на изобретение из-за неуплаты в установленный срок пошлины за поддержание патента в силе

Номер и год публикации бюллетеня: 36-2000

Извещение опубликовано: 27.12.2000        

---