Способ циклического воздействия парогазовым теплоносителем на призабойную зону пласта с вязкой нефтью

 

COIO3 СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (si>s Е 21 В 43/24

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ПАТЕНТНОЕ

ВЕДОМСТВО СССР (ГОСПАТЕНТ СССР) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4918561/03 (22) 11.03.91 (46) 07.03.93. Бюл. N 9 (71) Научно-производственное объединение по термическим методам добычи нефти "Союзтернефть" (72) Д.Г.Антониади, А,P.Ãàðóøåâ, P.Т.Дрампов и Ю.И.Сташок (56) Патент США

N 4565249, кл, 166-303, 1986.

Патент США

N 3782470, кл. 166 †3, 1974.

Патент США

М 4574886, кл. 166 — 272, 1986. (54) СПОСОБ ЦИКЛИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ ПАРОГАЗОВЫМ ТЕПЛОНОСИТЕЛЕМ

НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ ПЛАСТА С ВЯЗКОЙ НЕФТЬЮ (57) Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам раэраИзобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам разработки залежей высоковязких нефтей с применением теплоносителей.

Цель изобретения — повышение нефтеотдачи эа счет равномерного перераспределения тепла по пласту и более эффективной работы входящих в состав парогазового теплоносителя газов.

Поставленная цель достигается тем, что в известном способе циклического воздействия парогазовым теплоносителем на призабойную зону пласта с вязкой нефтью, включающем закачку через скважину расчетного количества парогаэового теплоносителя, содержащего водяной пар, „.,5U, Ä 1800007 А1 ботки залежей высоковязких нефтей с применением теплоносителей, Целью изобретения является повышение нефтеотдачи пласта за счет равномерного перераспределения тепла по пласту и более эффективной работы входящих в состав парогазового теплоносителя газов. Закачку парогазового теплоносителя осуществляют поэтапно, причем в каждом от первого к последующему этапу содержание водяного пара прямо пропорционально увеличивают, при этом * после последнего этапа закачки парогазового теплоносителя осуществляют закачку воды в виде оторочки, обеспечивающей радиус охвата тепловым воздействием, равный 10-15% от общего радиуса теплового 3 воздействия. B качестве оторочки. воды возможно использование низкотемпературной водогазовой смеси. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

О растворимый в нефти. газ, и последующий ° С) отбор продукции скважины, закачку парога- С) . зового теплоносителя осуществляют поэ- Q тапно, причем в каждом от первого к . с последующему этапу содержание водяного пара прямо пропорционально увеличивают.

При этом после последнего этапа закачки парогазового теплоносителя осуществляют . закачку воды в виде оторочки, обеспечивающей радиус охвата тепловым воздействием, равный 10-15 - от общего радиуса теплового воздействия.

Кроме того, в качестве оторочки воды используют низкотемпературную водогазовую смесь.

3 1800007

Заявленный способ отличается от известного способа циклического воздействия парогазовым теплоносителем на призабойную зону пласта с высоковязкой нефтью тем, что закачку парогазового теплоносителя осуществляют поэтапно, причем в каждом от первого к последующему этапу содержание водяного пара прямо пропорционально увеличивают, при этом после по- следнего этапа закачки парогазового теплоносителя осуществляют закачку воды в виде оторочки, обеспечивающей радиус охвата 10-15 от общего радиуса теплового воздействия.

При.этом в качестве оторочки воды ucnqn ьзуют низкотемперэтурную водогазовую смесь.

Закачку пэрогазовсго теплоносителя осуществляют поэтапно, что позволяет более эффективно пеоераспределить тепло по всему обьему коллектора, дать возможность раствориться более равномерно газовой фазе в нефти и рационально использовать работу газа по вытеснению нефти из пласта.

Признак "в каждом от первого к последующему этапу содержание водяного пара в парогазовом теплоносителе прямо пропорционально увеличивают" позволяет со.здать, условия для практически одновременной конденсации водяного пара по всему объему обрабатываемой зоны, сформировать впереди пароводяной фазы зону неконденсирующихся газов (вследствие большой их подвижности), которая в дальнейшем будет способствовать повышению пластового давления и вытеснению флюидов к забою скважины.

Признак "после последнего этапа закачки парогазового теплоносителя осуществляют закачку воды в виде оторочки" позволяет значительно сократить или полностью исключить стадию паропропитки, обеспечить вытеснение нефти к забою скважины "поршневанием", снизить тепловые потери с добываемой продукцией.

Признак "воду закачивают в виде ото-. рочки, обеспечивающей радиус охвата тепловым воздействием, равный 10-15 от общего радиуса теплового воздействия" позволяет обеспечить эффективное вытеснение нефти к забою скважины

"пора неванием", При создании оторочки воды, обеспечивающей радиус охвата тепловым воздействием менее 10% от общего радиуса теплового воздействия происходят прорывы неконденсирующегося газа к забою сква жины и не обеспечивается эффективное вытеснение разогретой нефти "поршневанием".

Создание оторочки воды. обеспечивающей радиус охвата тепловым воздействием более 15 от общего радиуса теплового воздействия не обеспечивает эффективной

5 работы неконденсирующегося газа как вытесняющего агента.

Признак "в качестве оторочки воды используют низкотемпературную водогэзовую смесь" позволяет создать условия в призабойной зоне пласта, которые обеспечат максимальную работоспособность газовой фазы по вытеснению нефти, исключив быстрый прорыв газа при вводе скважины в эксплуатацию.

Способ осуществляют следующим образом. ° )

В призэбойную зону пласта, содержащего вязкую нефть, закэчивают расчетное количество парогазового теплоносителя, представляющего собой смесь воды, водяного пара, растворимого в нефти газа (например, двуокиси углерода), неконденсирующихся газов (например, азота). Закачку расчетного количества пэрога-. зового теплоносителя ведут поэтапно.

Количество этапов зависит от геологических особенностей пласта и радиуса обрабатываемойй зоны.

На первом Этапе,закачивают парогазо30 вый теплоноситель с низким содержанием водяного пара. Затем в каждом от первого к последующему этапу содержание водяного пара в пароводяной смеси прямо пропорционально увеличивают, при этом вследствие

35 большей подвижности неконденсирующихся газов по сравнению с паром и жидкой фазой зона неконденсирующихся газов формируется впереди пароводяной фазы, После закачки расчетного количества паро40 газового теплоносителя закачивают воду или низкотемпературную водогазовую смесь, создавая оторочку,.обеспечивающую радиус охвата тепловым воздействием, равный 10 — 15 от общего радиуса теплового

45 воздействия. При этом по всему объему обрабатываемой призабойной зоны образуется три тепловые кольцевые зоны, На чертеже показано распределение парогазового теплоносителя по объему обрабатываемой призабойной зоны, Vt — внешняя кольцевая зона, расположенная между радиусами R< и В2 и насыщенная неконденсирующимися газами;

Vz — внутренняя кольцевая зона, распо55 ложенная между радиусами Rz и Яз, насыщенная смесью водяного пара, воды и неконденсирующихся газов (COz, Nz. попутный газ и т.д.).

1800007

Чз — ценгральная эона радиусом Яз, насыщенная водой или низкотемпературной водогазовой смесью, Затем скважину закрывают на пропитку. Вследствие наибольшей подвижности неконденсирующиеся газы накапливаются во внешней кольцевой зоне V>. Во внутренней кольцевой зоне Vz, насыщенной смесью водяного пара, неконденсирующихся газов и растворимых в нефти газов, происходит нагрев нефти, растворение в нефти газов. входящих в состав теплоносителя, конденсация водяного пара, что приводит к прито-, ку нефти и снижению ее вязкости. В центральной зоне, насыщенной водой или водогазовой смесью. вязкость нефти увеличивается в результате охлаждения нефти.

После пуска скважины в эксплуатацию неконденсирующиеся газы, накопленные во внешней кольцевой зоне, вытесняют нефть к забою скважины. При этом водогазовая оторочка, находящаяся в центральной зоне, позволяет предотвратить прорыв неконденсирующихся газов к забою скважины.

П р и м. е р 1. Способ осуществляют в промысловых условиях на месторождении

Зыбза-Глубокий Яр, залежи высоковязкой нефти Южно-Зыбзенской разведочной площади. Залеж сложена понтическими отложениями, средняя нефтенасыщенная толщина продуктивных горизонтов 11,3 м, пористость коллектора 34,7%, проницаемость 0,8 мкм, нефтенасыщенность 58,7%. г плотность нефти 971 кгlм, вязкость 4000 мПа с при пластовой температуре 19 С, глубина залегания пласта в интервале 135-120 м, пластовое давление 0,3 мПа, радиус призабойной эоны, подвергаемой воздействию парогазовым теплоносителем, 35,5 м.

Расчетное количество парогазового теплоносителя 444 т. Осуществляют в два этапа, На первом этапе парогазовый теплойоситель, содержащий 80% пароводяной смеси и 20% неконденсирующихся газов COz u . Nz с температурой 105-110 С при давлении

2,0 мПа, закачивают в количестве 222 т, На втором этапе закачивают парогазовой теплоноситель, содержащий 55% пароводяной смеси и 45% неконденсирующихся газов (смесь COz и Nz) с температурой 220 С при давлении 2 мПа в количестве 222 т.

После закачки расчетного количества парогазового теплоносителя в призабойную зону пласта закачивают водогазовую смесь, содержащую по массе 80% воды в объеме 112 м с температурой 105-110ОС при давлении 2,8 — 3 мПа, что обеспечивает радиус охвата тепловым воздействием, рав10 ный 10% от общего радиуса теплового воздействия.

Скважину закрывают на 5 суток на пропитку, а затем пускают в эксплуатацию.

До воздействия парогазовым теплоносителем среднесуточный дебет составлял

0,14 т/сут и за 3 года эксплуатации из скважины было получено 106 т нефти.

После обработки приэабойной зоны скважины парогазовым теплоносителем среднесуточный дебет возрос до 3,4 т/сут, при этом добыча нефти за 3 месяца составила 305 т.

Пример 2, Способ осуществляют (расчетным путем) по примеру 1 с той разницей, что после закачки расчетного количества парогазового теплоносителя в . призабойную зону пласта закачивают водогазовую смесь, содержащую по массе 80%

20 воды с температурой 105-110 С при давлении 2,8-3 мПа в обьеме 168 мз, при этом радиус охвата тепловым воздействием равен 15% от общего радиуса теплового воздействия, 25 Среднесуточный дебит скважины составил 3 т/сут.

Пример 3. Способ осуществляют по примеру 2 с той разницей, что водогазовую смесь закачивают в объеме 90 м, при этом з

30 радиус охвата тепловым воздействием равен 8% от общего радиуса теплового воздействия.

Среднесуточный дебит скважины составил 2,5 т/сут, наблюдались прорывы газо35 вой фазы.

Пример 4. Способ осуществляют по примеру 2 с той разницей, что водогазовую смесь закачивают в объеме 190,4 м, при з этом радиус охвата тепловым воздействием

40 равен 17% от общего радиуса теплового воздействия.

Среднесуточный дебет скважины составил 1,2 т/сут.

Как показали расчеты, при создании

45 оторочки воды, обеспечивающей радиус охвата тепловым воздействием менее 10% от общего радиуса теплового воздействия, происходят прорывы неконденсирующихся газов и не обеспечивается эффективное вы50 теснение разогретой нефти.

Создание оторочки воды, обеспечивающей радиус охвата тепловым воздействием более 15% от общего радиуса теплового воздействия, во-первых, приводит к сниже55 нию температуры в зоне разогретой нефти за счет теплопередачи от внутренней кольцевой зоны Vz к центральной зоне Чз, а во-вторых, не обеспечивает эффективную работу неконденсирующихся газов как вытесняющего агента, 1800007

Сравнение заявляемого способа со способом-прототипом проводили в равных условиях, приведенных в примере 1, Состав парогазовой смеси по способу-прототипу в течение всего периода нагнетания поддерживали постоянным.

Добыча нефти по способу-прототипу составила 710 т, а по заявляемому способу—

915 т.

Составитель Д.Антониади

Техред M.Ìîðãåíòàë Корректор С.Шекмар

Редактор

Заказ 1143 Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

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

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

Формула изобретения

1. Способ циклического воздействия парогвзовым теплоносителем на призабойную зону пласта с вязкой нефтью, включающий закачку через скважину расчетного количества парогазового теплоносителя, содержащего. водяной пар, растворимый в нефти газ и неконденсирующийся газ, и последующий отбор продукции скважины, отл и ч а ю щ и йс я тем, что,с целью повышения нефтеотдачи пласта за счет равномерного перераспределения тепла по пласту и более эффективной работы входящих в состав парогазового теплоноси5 теля газов, закачку парогазового теплоносителя осуществляют поэтапно. причем содержание водяного пара в парогазовом теплоносителе в каждом этапе закачки от первого к последующему прямо пропорцио10 нально увеличивают, при этом после Iloследнего этапа закачки парогазового теплоносителя осуществляют закачку воды в виде. оторочки, обеспечивающей радиус охвата тепловым воздействием, равный 1015 15ь от общего радиуса теплового воздействия.

2. Способ поп.1,отличающийся тем, что в качестве оторочки воды используют низкотемпературную водогазовую

20 смесь.