Способ термошахтной разработки нефтяного месторождения

 

О П И С А Н И Е ()929820

Союз Советских

Социалистических

Республик

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (61) Дополнительное к авт..свид-ву— (22) Заявлено 16;03.78 (21) 2587792/22-03 с присоединением заявки №вЂ” (23) Приоритет— (51) М. Кл з

Е 21 В 43/24

Гее Ааретвевек кемктет (53) УДК 622.2ф5..4 (088.8 ) Опубликовано 23.05.82. Бюллетень №19 пе aeaaw кзебретенкк и еткрытий Дата опубликования описания 28.05.82 (72) Авторы изобретения,Л. Н. Бученков, В. П. Табаков, A. Т. Горубнов, В

В. П. Пилатовский, Е. И. Гуров и А. И.

Всесоюзный нефтегазовый научно-исследователь институт (71) Заявитель (54) СПОСОБ ТЕРМОШАХТНОЛ РАЗРАБОТКИ

НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам термошахтной разработки нефтяных месторождений.

Известен способ термошахтной разработки нефтяных месторождений, заключающийся в прогреве пласта закачкой через систему нагнетательных скважин, пробуренных надпластовых горных выработок теплоносителя (пара), и отборе нефти из эксплуатационных скважин, расположенных в нижней части продуктивного пласта (1).

Способ недостаточно эффективен из-за неполного охвата пласта воздействием.

Известен также способ термошахтной разработки нефтяного месторождения путем циклической закачки теплоносителя (пара) и циклического отбора нефти из пласта через разделенные на группы нагнетательные и эксплуатационные скважины, при этом вместе с паром нагнетают щелочь (2).

Недостатком этого способа является низкий охват пласта вытеснением при редкой сетке скважин, когда скважины бурятся с поверхности земли. При уплотнении сетки скважин увеличивается коэффициент охвата вытеснением, не увеличиваются и расходы на бурение. При определенном соотношении плотности сетки скважин и глубины залегания процесс становится не эффективным.

5 Цель изобретения — повышение коэффициента вытеснения нефти и охвата пласта воздействием.

Указанная цель достигается тем, что в одну из групп нагнетательных скважин,непрерывно закачивают рабочий агент, снижающий поверхностное натяжение на границе — нефть-вода и нефть-порода.

При этом скважины, в которые закачивают рабочий агент, снижающий поверхности натяжения, размещают через ряд, а в ряду — по крайней мере, через одну нагнетательную скважину.

Кроме того, в качестве рабочего агента, снижающего поверхностное натяжение, используют щелочь.

Способ осуществляют следующим образом.

Создают совокупность подземных горных выработок, включающую в себя шахтные стволы, околоствольные выработки, 929820

Формула изобретения

Составитель Н. Спасская

Редактор Г. Ус Техред А. Бойкас Корректор М. Демник

Заказ 3264/40 Тираж 624 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий! 13035, Москва, Ж вЂ” 35, Раушская наб., д. 4/5

Филиал ППП «Патент», г. Ужгород, ул. Проектная, 4

3 штреки и рабочие галереи. Бурят из указанных рабочих галерей нагнетательные и эксплуатационные скважины. Разделяют нагнетательные и эксплуатационные скважины на группы. Подают теплоноситель в нефтеносный пласт для его разогрева до температу- 5 ры, при которой нефть приобретает необходимую текучесть.

Для различных нефтяных месторождений эта температура может колебаться в значительных пределах 60 †2 С и зави10 сит от свойств нефти.

В одну из групп нагнетательных скважин осуществляют постоянную закачку водного раствора NaOH в количестве 0,1 — 0,3 порового объема пласта. В данном случае концентрация может составляет 0,001 вес. /0, количество закачиваемого раствора 0,3 порового объема пласта.

Нагнетательных скважин для подачи в ,нефтеносный пласт водного раствора должно быть достаточно, чтобы охватить пласт воздействия как по площади, так и толщи20 не, т. е. сетка скважин должна быть по возможности равномерной. B зоне скважины, через которую оказывается воздействие на пласт раствором щелочи, должно находиться несколько скважин, через которые закачивается пар.

Скважина, в которую нагнетают рабочий агент снижающий поверхностное натяжение, целесообразно размещать через ряд, а в ряду — через одну или несколько нагнетательных скважин. 30

Одновременно с закачкой водного раствора щелочи в другую группу скважин осуществляют циклическую закачку теплоносителя (пара) с продолжительностью периодов закачки и остановки от 10 — 30 суг. Давление нагнетания от 1 — 20 кг/см, В частном

35 случае продолжительности закачки пара и остановки могут равняться по 15 сут, давление нагнетания 3 кгс/см .

Отбор нефти из эксплуатационных скважин осуществляют циклически в таком по- 40

4 рядке, чтобы менять направление фильтрационных потоков оторочки раствора щелочи. Подают нефть из рабочей галереи через горные выработки на поверхность.

Таким образом, закачка раствора щелочи позволяет с каждого миллиона балансовых запасов нефти дополнительно добыть

31,6 тыс. т нефти при дополнительных затратах в 1,5 раза меньших, чем при закачке пара.

Удельный расход пара при применении предлагаемого способа снижается с 2,6 до

2,4 т/т.

1. Способ термошахтной разработки нефтяного месторождения путем циклической закачки в пласт теплоносителя и циклического отоора нефти из пласта через разделенн/де на группы нагнетательные и эксплуатационные скважины, отличающийся тем, что, с целью повышения коэффициента вытеснения нефти и охвата пласта воздействием, в одну из групп нагнетательных скважин непрерывно закачивают рабочий агент, снижающий поверхностное натяжение на границе — нефть-вода и нефть-порода.

2. Способ по и. 1, отличающийся тем, что скважины, = которые закачивают рабочий агент, снижающий поверхностное натяжение, размещают через ряд, а в ряду — по крайней мере, через одну нагнетательную скважину.

3. Способ по пп. и 2, отличающийся тем, что в качестве рабочего агента, снижающего поверхностное натяжение, используют щелочь, Источники информации, принятые во внимание при экспертизе

1. Авторское свидетельство СССР № 468529, кл. Е 2! В 43/24, 1974.

2. Патент США № 3732926, кл. !66 — 272, !

973 (прототип).