Способ разработки нефтяного месторождения

 

Использование: изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки нефтяных месторождений путем нагнетания реагентов-окислителей для повышения эффективности нефтевытеснения за счет интенсификации процесса генерирования кислорода. Пласт или его часть электротепловой обработкой, закачкой горячей воды или пара, одной из модификаций внутрипластового горения прогревают до 90 - 100°С. оторочку водного раствора перекиси водорода концентрации 0,1 - 3% нагнетают в пласт в объеме, равном поровому объему прогретой зоны, и перемещают ее по направлению к эксплуатационным скважинам водой, раствором полимеров, щелочи и т. д. После снижения температуры прогретой зоны до 85°С образуют новую зону, прогретую до 90 - 100°С, повторяя циклы закачки перекиси водорода до прорыва газа в эксплуатационные скважины. 2 ил. 5 табл. (Л С

СОЮЗ СОВЕТСКИМ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (19) (1!) (я)5 Е 21 В 43/2

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

1 !

I saassh () (л

Ы

Ф

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4816863/03 (22) 19.04,90 (46) 30.09,92. Бюл. N» 36 (71) Институт проблем глубинных нефтегазовых месторождений AH АЗССР и Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт (72) М. T. Абасов, Т, В, Хисметов, А, С. Стреков и А, А. Боксерман (56) Руководство по проектированию и применению метода заводнения с кислотами

РД 39 — 2 — 66 — 78, МНП, ПО "Татнефть" 1978, с, 74.

Патент США N. 4440651, кл, 252 — 255. 8. опублик. 1984, (54) СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО

М ЕТО РОЖД Е Н И Я (57) Использование: изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений путем нагнетания в пласт реагентов-окислителей и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности.

Известен способ разработки нефтяного месторождения путем закачки в пласт кислот, например серной кислоты, Недостатками известного способа являются относительно невысокая нефтеотдача, высокая коррозионная активность, а также загрязнение окружающей среды в результате выделения сероводорода, хлора и других хлористых соединений, а также микробное загрязнение пласта, Наиболее близким к предлагаемому по технической сущности и достигаемому эффекту является способ, включающий нагнеименно к способам разработки нефтяных месторождений путем нагнетания реагентов-окислителей для повышения эффективности нефтевытеснения за счет интенсификации процесса генерирования кислорода. Пласт или его часть электротепловой обработкой, закачкой горячей воды или пара, одной из модификаций внутрипластового горения прогревают до 90 - 100 С. отсрочку водного раствора перекиси водорода концентрации 0,1 — 3% нагнетают в пласт в объеме, равном поровому объему прогретой зоны, и перемещают ее по направлению к эксплуатационным скважинам водой, раствором полимеров, щелочи и т. д.

После снижения температуры прогретой зоны до 85 С образуют новую зону, прогретую до 90 — 100 (, повторяя циклы закачки перекиси водорода до прорыва газа в эксплуатационные скважины. 2 ил, 5 табл. тание в пласт водного раствора перекиси водорода с концентрацией 0,1 — 3 мас, %.

Недостатком такого способа является неполное использование потенциальных возможностей перекиси водорода генерировать кислород в процессе вытеснения, в результате чего не достигается потенциально возможная полнота вытеснения нефти.

Целью изобретения является повышение эффективности нефтевытеснения путем интенсификации процесса генерисования кислорода в процессе нагнетания в пласт перекиси водорода, Поставленная цель достигается тем, что в способе разработки нефтяных месторсж дений, включающем нагнетание в пласт 0,1 — 3% концентрации водного раствора перекиси водорода по направлению к эксплуатационным скважинам нагнетанием воды, 1765374

)уэ (х — ), (4) растворов полимеров, щелочи и т, д„перед нагнетанием водного раствора перекиси водорода пласт или его часть предварительно прогревают до 90 — 100 С, а водный раствор перекиси водорода нагнетают в объеме, равном поровому объему прогретой эоны, перемещение оторочки осуществляют до момента снижения температуры прогретой зоны не ниже 85 С, после чего образуют новую зону, прогретую до 90 — 100 С, повторяя циклы до прорыва газа в эксплуатационные скважины.

Пласт или его часть прогревают до 90—

100 С любым из известных способов, например закачкой горячей воды, пара, электротепловой обработкой, любой модификацией внутрипластового горения.

Объем оторочки водного раствора перекиси водорода определяется поровым объемом зоны пласта, прогретой до 90 — 100 С, Предварительный прогрев пласта или его части до 90 — 100 С обеспечивает интенсификацию генерирования кислорода, его термическое расширение, более интенсивное окисление нефти и повышение эффективности нефтевытеснения, На фиг. 1 приведена зависимость температуры llo радиусу прогретой зоны; на фиг. 2 — зависимость падения температуры во времени для радиуса прогретой зоны 5 м (кривая 1), 10 м (кривая 2), 15 м (кривая 3) и

20 м (кривая 4), Способ осуществляется следующим образом.

Пласт или его часть прогревают до 90—

100 С любым из известных способов, например электротепловой обработкой с помощью самоходной установки СУЭПС-1200; радиус прогрева до заданных температур и продолжительность обработки определяют аналитически, Расчет основных параметров электротепловой обработки производится по номограммам. Задаваясь мощностью нагревателя N и геологопромысловыми условиями эксплуатаций, по номограмме определяют температуру ЛT = 90 — 100 С, радиус прогрева r<> и продолжительность обработки t. По радиусу rp находят объем прогретой зоны с заданной температурой

90 — 100 С, равной объему необходимого раствора перекиси водорода для закачки в пласт V = л г3 hm, где h — мощность пласта; .

m — пористость, Прогревают и закачкой горячей воды или пара с помощью водогрейных установок ППГУ-4/120, ППГУ-4/120М, Такума, КЯК и др., стационарных или передвижных парогенераторных установок в нагнетательные скважины, оборудованные устьевой арматурой АГ 60 — 150, лубрикатором ЛП 50 — 150, колонной головкой ГКС.

5 Расчет температуры горячей воды или пара и их объем, необходимый для прогрева всего пласта или его части до заданных температур, осуществляют аналитически в следующей последовательности.

10 Определяют температуру горячей воды или пара на забое нагнетательной скважины

Т, (Н, т ) = О0 +р (P Н вЂ” 1 ) +

+(҄— 8, +Р) ехр(— P H), (1) где Q — приведенная к устью скважины температура нейтрального слоя земли, С;

Ty — температура на устье скважины, С; Н

20 — глубина, отсчитываемая от устья скважины, м; à — геометрический градиент, С/м;

P — показатель теплоотдачи, ккал/м, ч, С.

25 q С-Р*Х! d где q — расход нагнетаемого теплоносителя, м /ч;

Сж р x — объемная теплоемкость теплоносителя, ккал/м C;

30 Л вЂ” средний коэффициент теплопроводности горных пород, окружающих скважину, ккал/ч,м.0С, d — наружный диаметр обсадной колонны, м;

rt — радиус теплового влияния, м;

35 г: = 2 фа, (3) t — время, ч; а — средний коэффициент температуропроводности горных пород, окружающих скважину, м /ч, 40 Определяют распределение температуры в пласте по формуле

То

Тв -Т0 где =

4Лх 4Лт г

h С„р U Cnр, h2 т (z — () — единичная функция, равная 0 при (х — k) < 0,1, при (х — () > 0 erfc(U) = 1 — erf(U), ц 2

erf(U ) = — е d z — табулированная

X o фун кция, Т о — начальная пластовая температура, о

0С;

1765374

Т вЂ” температура теплоносителя на забое скважины, С;

Сп рп, cp — объемные теплоемкости пласта и окружающих пород, ккал/м ° C; h — эффективная мощность пласта, м; 5

U — скорость фильтрации теплоносителя, м/ч;

X — расстояние от нагнетательной скважины в пласте, м, Cn pn = СскpcK (" m } + 10

+ Сн рн a„m + Св pв cr> m, (5} Àe Сск иск Сн / н, Св рв — объемные теплоемкости скелета пласта, нефти и воды.

Задаваясь значениями расстояния Х, времени t, вычисляют по формуле(4) безразмерную температуру Т* = (Т вЂ” To)/(T> — To), далее размерную Т = Т* (T> — То) + То, В результате получаем кривую распределения температуры в пласте по расстоянию Т = f(X) для выбранных значений времени t= const. По распределению T= f(X) находится размер прогретой эоны Xп с температурой 90 — 100 С и ее объем

V= XX nh.

Объем необходимого раствора переки- 25 си водорода принимается равным V m.

Осуществляют одну из модификаций внутрипластового горения (ВГ) с помощью установок ОВГ-2, ОВГ-4, ОВГ-5. Время осуществления процесса ВГ, распределение температуры в пласте находятся аналитически (4) в зависимости от соотношения нагнетаемой водовоздушной смеси, Если прогрет весь пласт, то. в него закачивают 0,1 — 3%-ный водный раствор пере- 35 киси водорода в объеме, равном поровому объему пласта, который затем вытесняют по направлению к эксплуатационной скважине нагнетанием воды, полимеров, щелочи и т. д.

Если по техническим и горногеологическим условиям удается прогреть до 90—

100 С лишь часть пласта, то водный раствор перекиси водорода нагнетается в объеме, равном паровому объему прогретой части пласта, Созданная оторочка продвигается по пласту нагнетанием воды, полимеров, щелочи и т. д. до тех пор, пока температура зоны не снизится ниже 85 С. Контроль за температурой в зоне прогрева осуществля- 50 ется замером в наблюдательных скважинах, а при невозможности, аналитическим путем по приведенной схеме, Расчет времени остывания в указанной области изменения определяющих параметров до 85 С осуществляется по следующей формуле:

Т = 1,99 + 0,706Н + 0,0384ТП + 0,0682То — 1,115 it — 0,125I — 27,3Чп, месяц где Н вЂ” толщина пласта, м;

Тл — начальная температура зоны прогрева, С, То — начальная температура пласта и окружающих пород, С; — коэффициент теплоп роводности, Вт/м С;

I — размер зоны прогрева, определяемый в зависимости от метода создания и прогрева зоны;

V< — скорость перемещения по пласту зоны прогрева, м/сут, Vп

U — темп нагнетания рабочего агента; (p С), (р С)с — объемная теплоемкость воды и пласта;

m — пористость пласта.

Таким образом, когда температура снизится ниже 85 С, нагнетание раствора перекиси водорода прекращается и в пласте создается новая прогретая зона одним из приведенных способов.

При снижении температуры прогретой зоны ниже температуры 85 С, вышеперечисленными способами вновь образуют новую зону, прогретую до 90 — 100 С, Вновь создают оторочку водного раствора перекиси водорода и продвигают ее bio направлению к эксплуатационным скважинам, Циклы повторяют до прорыва газа в эксплуатационные скважины.

Оценка эффективности предлагаемого опыта по сравнению с прототипом осуществлялась в лабораторных условиях путем сопоставления достигнутых безводного и конечного коэффициентов нефтевытеснения.

Эксперименты проводились на термостатируемой модели пласта, представляющей собой нержавеющую трубу длиной 1,2 м, диаметром 0,035 м, заполненную кварцевым песком, Проницаемость модели пласта составляет 3 мкм . Пористая среда насыщаг лась нефтью месторождения Балаханы-Сабунчи-Раманы вязкостью 173,2 МПас и плотностью 924 кг/м при 20 С, Нагнетание в пласт перекиси водорода осуществлялось с постоянным расходом 26 10 м /ч и температурой 25 С, Концентрация перекиси водорода в растворе, как и в прототипе составляла 0,1 и 3 Mac,%, В первой серии экспериментов осуществлялось простое термостатирование модели до заданных температур с последующей закачкой водного раствора перекиси водорода

1765374 в объеме, равном одному объему пор модели пласта и вытеснением его одним объемом воды комнатной температуры. Эта серия экспериментов моделировала и рогрев пласта с помощью электротепловой обработки.

Результаты экспериментов приведены в табл, 1.

Как видно из табл. 1, предварительный прогрев модели пласта до 90 — 100OC при концентрации водного раствора перекиси водорода, равной 0,1, повышает безводный коэффициент нефтеотдачи по сравнению с прототипом на 25,5 — 26,8%, а конечный коэффициент нефтеотдачи на 31 — 32, а и ри 3 -ной кон центра ции перекиси водорода соответственно нв 25,3 — 27,3 и 32,9 — 33,6%.

Интересно отметить, что в процессе экспериментов определялось кислотное число вытесненной из модели пласта нефти, Оно определялось по известной методике по количеству едкого калия (КОН, мг), необходимого для нейтрализации 1 г нефти, Результаты замеров представлены в табл. 2, Как следует из данных табл. 2, предлагаемый способ способствует более интенсивному окислению нефти, что является одним из факторов повышения эффективности ее вытеснения, Во второй серии экспериментов моделировался предварительный прогрев модели пласта прокачкой горячей воды, Для этого через термостатированную до заданной температуры модель пласта прокачивался один объем горячей воды такой же температуры, а затем процесс осуществлялся в той же последовательности, что и в первой серии экспериментов.

Результаты сведены в табл. 3, И в этом случае предлагаемый способ позволяет повысить конечный коэффициент вытеснения нефти по сравнению с прототипом на 31,7 — 34,6/о, Следовательно, предлагаемый способ более эффективен по сравнению с прототипом независимо от выбранного способа предварительного прогрева пласта или его части.

Пример конкретного выполнения способа приводится для гипотетического пласта со следующими параметрами;

Глубина пласта, Н, м, 1000

Пластовая температура, То, С,40

Геотермический градиент, Г, С/м,0,04

Среднегодовая температура поверхности, Оо, С,18

Мощность пласта, h, м, 10

Пористость, гп, 0,25

)о(т„— j) (2) =erfc (40 Сж() 4 л л

2 г

СжЦв Ch

45 (= 1,03 10 1 „7н = 0,12 10 t

Принимаем, что в пласт горячая вода нагнетается 3 мес или z н = 0,26.

В табл, 4 приведены значения безразмерных и реальных температур в зависимо50 сти от расстояния гот забоя нагнетательной скважины.

Строится график зависимости Т pT r, по которому определяется размер зоны до прогретой до 90 С (фиг. 1).

55 г90= 41 м

Находится объем прогретой зоны пласта V до 90 С. Jn = K г290 h m°.

Vn — = 13202 м, з

Коэффициент теплопроводности, ккал/м. бч, 2

Коэффициент температуроп ро водности, а„м /ч,3,1 10

5 Теплоемкость пласта, С, ккал/мз. С, 650

Теплоемкость воды Сж, ккал/м ° С, 1000

Диаметр скважины d, м, 0,168

10 Температура горячей воды на устье скважины, Ту, С, 115

Расход гозоячей воды нагнетаемой в скважину, q, м /r, 24,5

Расстояние между скважинами, 2 0, м, 15 100

Расположение скважин радиальное с нагнетательной скважиной в центре

Температура ненагретого раствора перекиси водорода или воды, Т в, С 20

20 Рассчитывается температура горячей воды на забое скважины Тв по формуле

Т,(Н, т) =9. + (р Н вЂ” 1)+

+(T, — Q, + ) ехр(— P Н), P —, r< =2(at

2л

Ц Сж In при т = 1 мес; P= 0,00014 1/м, Тв =

30 105 С, Определяется безразмерная темпераТ вЂ” То тура Т на период нагнетания гоТв То рячей воды(температурой Тв = 105 С) в пласт

35 на расстоянии 5; 10; 20; 40, 50 м, Т вЂ” То о

Тв То

1765374

10 сравнению с прототипом произведен для пятиточечного элемента пласта с расстояниями между скважинами в 100 м, толщина пласта 10 м; пористость 0,25, начальная

5 нефтенасыщенность 0,8; коэффициент охвата 0,54; плотность нефти 0,920 т/м; запасы з. нефти 18400 т.

Добыча нефти в пласте, прогретом до

30 С, Он = 0,54 0,80,4610 0,250,920 =4570 т, 10 Добыча нефти в пласте, прогретом до 90 С СЬ=

= 0,54.0,8 0,77 10 .0,25 0,920 = 7650 т. Прирост добычи нефти составил в пласте, прогретом до

90 С, посравнениюс30 С 3080т. При средней стоимости 1 т нефти 55 руб, экономический

15 эффект составит 55 3080 = 169400 руб.

Формула изобретения

Способ разработки нефтяного месторождения, включающий нагнетание в пласт

0,1 — Зь-ного водного раствора перекиси

20 водорода и перемещение оторочки перекиси водорода по направлению к эксплуатационным скважинам нагнетанием воды, о т л ич а ю шийся тем, что, с целью повышения эффективности нефтевытеснения за счет ин25 тенсификации процесса генерирования кислорода, перед нагнетанием водного раствора перекиси водорода часть пласта предварительно прогревают до температуры 90—

100 С, а водный раствор перекиси водорода

30 нагнетаютвобъеме, равном поровомуобъему в прогретой части пласта, а перемещение оторочки осуществляют до момента снижения температуры прогретой части пласта не ниже 85 С, после чего создают повторно про35 гретую до 90 — 100 С часть пласта, повторяя циклы закачки перекиси водорода до прорыва газа в эксплуатационные скважины, Необходимый объем раствора перекиси водорода принимается равным Vi, = 13202 з

Рассчитывается время закачки в пласт раствора перекиси водорода tp p при q =

24,5м /ч, 13202

tH2 02 24 5 = 22 сут, Находится распределение температуры в пласте на расстоянии 5; 10; 15; 20 м на период нагнетания ненагретого раствора перекиси водорода или воды

Т вЂ” Т, =hT ег1с (— лт,"

ЛТ." = h,Т. — h,Т,, h, T, = T, — T.;

Л Тв=Тв То, T >Tн +, В табл. 5 приведены рассчитанные значения безразмерных и реальных температур в пласте на расстоянии 5; 10; 15; 20 м от забоя нагнетательной скважины на 1,2 и 3 мес закачки.

Строится график (фиг. 2) изменения температуры во времени и находится период, за который уровень температуры достигнет

85 С. Это время tocT = 2,26 м-ца, Таким образом, по достижении 2,26 мес с начала нагнетания раствора перекиси водорода с температурой 20 С циклы могут возобновиться, если не будет прорыва газа в эксплуатационные скважины, Расчет экономического эффекта от использования предлагаемого способа по

Табл ица1

Зависимость коэффициента вытеснения нефти водным раствором перекиси водорода от температуры пласта при прокачке через него водного раствора перекиси водорода в количестве одного объема пор

1765374

Табл ица2

ТаблицаЗ

3ависимость коэффициента вытеснения нефти от температуры пласта при прокачке через него одного объема пор воды и последующей прокачке одного объема пор водного раствора перекиси водорода

Таблица4

Таблица5

1765374

ИО

50 K,М

<0 7 c ИЕСЯЦ

Составитель Е,Жидков

Техред М,Моргентал Корректор М,Петрова

Редактор 3.Ходакова

Производственно-издательский комбинат "Патент", г, Ужгород, ул.Гагарина, 101

Заказ 3363 Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., 4/5