Способ разработки нефтяного месторождения

Номер патента: 1241748

Авторы: Полковников, Бернштейн, Иванов, Боксерман, Дергачев

Формула

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 - 200oС.

Описание

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 200оС и выше (чертеж). При температурах пласта 70-80оС значение теплового эффекта реакций составляет 85% от максимального, и дальнейшее увеличение температуры приводит к медленному росту теплового эффекта. При температурах ниже 70оС 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 200оС нецелесообразен, поскольку тепловой эффект реакций окисления практически не увеличивается. Таким образом, прогрев пласта до температур 70-200оС является оптимальным температурным интервалом, позволяющим вести процесс при ВВО 0,006-0,015 м3/нм3.
Для прогрева пласта до 70-200оС 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 22оС) получается, что для достижения на забое скважины температуры 100оС необходимо на устье скважины иметь температуру воды 140оС, а для условий другого месторождения (глубина 1500 м, пластовая температура 24оС) 100оС на забое можно достичь, закачивая горячую воду с температурой на устье 250оС. 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 (Тн) при пластовом давлении 10 мПа составляет 310оС, теплота парообразования rн 317,5 ккал/кг. Для перевода закачиваемой горячей воды в пар потребуется затратить тепла (в расчете на единицу массы воды)
Q Cвнз) + rп X, где Тн температура насыщенного пара;
Тз температура в призабойной зоне;
Св удельная теплоемкость воды;
Х сухость пара.
При потреблении 1 кг кислорода в окислительных реакциях с углеводородом выделяется rк 2500-3000 ккал/кг тепла. Тогда для перевода в пар 1 кг горячей воды потребуется затратить кислорода в количестве
Rк= кг/кг где Кn коэффициент использования кислорода в реакциях окисления или в пересчете на воздух
Rв= 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:
Rв= нм33
Если сухость пара (Х) равна 0,25, то
Rв= 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 150оС, 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 (Взак), которое складывается из ВВО в зоне окислительных процессов (Вф) и ВВО за фронтом окислительных процессов (Взаф)
Взак Вф + Взаф
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 ост 0,2, водонасыщенность за фронтом окисления св 0,8, скорость перемещения зоны окисления Vср 0,6 м/сут, темп закачки воздуха q 3 тыс. нм3/сут. Тогда
Bзаф= h m( св- ост)
h m( св- ост) 94м3 количество воды за фронтом окисления,
Vг= q 24 тыс.нм3 объем закаченного воздуха,
Взаф 0,004 м3/нм3,
Взак 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.
(57) ТЕКСТ РЕФЕРАТА ОТСУТСТВУЕТ

Рисунки

Заявка

3846243/03, 19.11.1984

Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт

Боксерман А. А, Бернштейн А. М, Полковников В. В, Иванов В. А, Дергачев А. А

МПК / Метки

МПК: E21B 43/24

Метки: разработки, нефтяного, месторождения

Опубликовано: 10.01.1996

Код ссылки

<a href="http://patents.su/0-1241748-sposob-razrabotki-neftyanogo-mestorozhdeniya.html" target="_blank" rel="follow" title="База патентов СССР">Способ разработки нефтяного месторождения</a>

Похожие патенты