Способ разработки углеводородных залежей с применением газов газификации угольных пластов

 

Способ разработки углеводородных залежей с применением газов газификации угольных пластов включает совместную разработку двух залежей. В нефтяной пласт закачивают пар через нагнетательную скважину. До закачки пара в нагнетательную скважину закачивают насыщенный раствор одной из углекислых или двууглекислых солей щелочных металлов или аммония. Объем раствора рассчитывают по формуле. Она учитывает зависимости, которые установлены экспериментально. Добычу продукции осуществляют через добывающую скважину. Изобретение позволит снизить коррозионную активность добываемой продукции и снизить стабильность водонефтяной эмульсии. 1 табл., 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам совместной разработки двух залежей путем использования газов горения углеводородов одной залежи для генерирования пара и закачки его в другую залежь.

Известен способ разработки месторождения УЭСТ-Сак путем закачки пара с добавками углекислого газа [1].

Недостатком этого способа является интенсивное выщелачивание карбонизированной водой минералов пласта-коллектора, что повышает коррозионную активность добываемой продукции.

Наиболее близким к предлагаемому является способ одновременного увеличения добычи и обогащения нефти в нефтегазоносном пласте, заключающийся в нагнетании газа, полученного из угольного пласта [2].

Достоинством способа является то, что для увеличения нефтеотдачи используется газ, подлежащий практически утилизации без дополнительных затрат на его подготовку.

Однако газы, образующиеся при газификации угольных пластов, содержат кислые газы (сероводород и др.), растворение которых в пластовой нефти приводит к повышению коррозионной активности добываемой продукции, повышению стабильности водонефтяной эмульсии.

Целью предлагаемого способа является понижение коррозионной активности добываемой продукции и снижение стабильности водонефтяной эмульсии.

Поставленная цель достигается описываемым способом разработки углеводородных залежей с применением газов газификации угольных залежей, включающий совместную разработку двух залежей и применение газов газификации для генерирования пара, закачку в нефтяной пласт пара через нагнетательную скважину и добычу продукции через добывающую скважину.

Новым является то, что в пласт до закачки пара закачивают насыщенный раствор одной из углекислых или двууглекислых солей щелочных металлов или аммония (углекислый натрий, двууглекислый аммоний и другие), /V,м³/ которого рассчитывают по формуле: V = π·R²·h·k_п·k_н·k_выт., , где где π = 3,14; ; R - радиус зоны закачки оторочки, м; Экспериментально установлено, что R = (0,08-0,1)L, где L - расстояние между нагнетательной и добывающими скважинами, м; h - эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м; k_п - коэффициент пористости, доли единиц; k_н - коэффициент нефтенасыщенности, доли единиц; k_выт - коэффициент нефтевытеснения, доли единиц.

Лабораторные исследования показали высокую эффективность предлагаемого способа.

Например, двууглекислый аммоний выше 36^oC разлагается на углекислый газ и аммиак. Углекислый газ растворяется в нефти, понижает вязкость, повышает нефтеотдачу пласта. Аммиак, растворяясь в водной фазе, создает в пласте оторочку щелочной воды, что также повышает нефтеотдачу пласта, кроме того, нейтрализует кислые продукты выщелачивания. В результате коэффициент нефтеизвлечения увеличивается на 6-8%, скорость коррозии стали (Сталь 3) понижается более чем в 6 раз, расход деэмульгатора при подготовке продукции скважин уменьшается на 10-15%.

На чертеже показана схема осуществления способа. Предлагаемый способ в промысловых условиях осуществляется следующим способом.

На месторождении углеводородов, на котором залежи угля 1 и тяжелых нефтей или битумов 2 разделены непроницаемым прослоем 3 и совпадают в плане, разрабатывают двумя скважинами 4 и 5.

Осуществляют розжиг угольного пласта 1 через перфорированную обсадную колонну скважины. Газы газификации угольного пласта поступают по пласту в скв. 5, а затем в качестве топлива в парогенераторную установку 6. До закачки пара в пласт 2 по межтрубному пространству скв.5 из емкости 7 закачивается по линии 8 насыщенный раствор одной углекислой или двууглекислой соли щелочных металлов или аммония, объем которого рассчитывается по формуле:
V = π·R²·h·k_п·k_н·k_выт.
где
где π = 3,14; ; R - радиус зоны закачки оторочки, м; (экспериментально установлено, что R = (0,08-0,1)L, где L - расстояние между нагнетательной и добывающими скважинами), м; h - эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м; k_п - коэффициент пористости, доли единиц; k_н - коэффициент нефтенасыщенности, доли единиц; k_выт - коэффициент нефтевытеснения, доли единиц.

После закачки раствора переходят к закачке пара. Пар вырабатывается парогенератором 6, который отапливается газом газификации угольного пласта, воздух для поддержания горения подкачивается по специальной линии 9.

Объем закачки пара в зависимости от приемистости нагнетательной скважины (0,5-4,8 м³/сут) изменяется от 0,2 до 2,6 м³ на 1 м толщины пласта. После закачки пара (линия 10) скважина 5 закрывается. После конденсации паров начинают эксплуатацию добывающей скважины. Продукция добывается по НКТ скв.4 и по линии 11 поступает в сырьевой трубопровод. Закачку пара и добычу продукции ведут циклически. Закачка чередуется с отбором. Отбор длится до прекращения поступления в эксплуатационную скважину добываемой продукции. Затем цикл повторяется. Длительность цикла предопределяется объемом закачки и приемистостью нагнетательной скважины.

Опыты по определению эффективности способа по прототипу и предлагаемому способу проводили на специальной установке, состоящей из модели 2-х залежей, модели парогенератора и приспособлений, предназначенных для охлаждения, сепарации, сбора и замера нефти, воды, газа, а также отбора проб газа на анализ.

При моделировании способа по прототипу (опыт N 1) газы газификации угля закачали в модель битумной залежи, а при моделировании предлагаемого способа (опыт N 2, N 3) газы газификации использовались для получения пара. До закачки пара в опытах 2-3 закачали в модель битумной залежи по 60 см³ насыщенного раствора одного из углекислых или двууглекислых солей щелочных металлов или аммония. В опыте 2 в модель битумной залежи закачали насыщенный (21%) раствор углекислого натрия, в опыте 3 насыщенный (21%) раствор двууглекислого аммония. Затем начали закачку пара и отбор жидкости.

Результаты исследования приведены в таблице. Из приведенных данных видно, что при применении способа по прототипу (опыт 1) коэффициент нефтеизвлечения низкий. Водная фаза имеет кислую реакцию среды (pH 2,0) и содержит сероводород.

При применении предлагаемого способа при закачке 21% раствора углекислого натрия (опыт 2) до закачки пара коэффициент нефтеизвлечения, по сравнению со способом по прототипу, повысился на 6%, реакция среды водной фазы близка к нейтральной, содержание сульфидно-сульфитных компонентов незначительное, а соединения железа отсутствуют.

В опыте N 3 до закачки пара в модель ввели 21% раствор двууглекислого аммония. Коэффициент нефтеизвлечения при этом увеличился до 48%. Реакция среды водной фазы нейтральная, выщелачивание сульфатно-сульфитных и железосодержащих металлов не происходит.

Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа разработки углеводородных залежей по сравнению со способом по прототипу складывается за счет увеличения коэффициента нефтеизвлечения на 6-8%, уменьшение скорости коррозии в 6-7 раз, уменьшение расхода деэмульгатора на 10-15%.

Формула изобретения

Способ разработки углеводородных залежей с применением газов газификации угольных пластов, включающий совместную разработку двух залежей и применение газов газификации для генерирования пара, закачку в нефтяной пласт пара через нагнетательную скважину и добычу продукции через добывающую скважину, отличающийся тем, что в пласт до закачки пара закачивают насыщенный раствор одной из углекислых или двууглекислых солей щелочных металлов или аммония, объем которого рассчитывают по формуле
V = π · R² · h · k_п · k_н · k_выт, м³,
где R - радиус зоны закачки оторочки (экспериментально установлено, что R = (0,08 - 0,1)L, где L - расстояние между нагнетательной и добывающими скважинами), м;
h - эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м;
k_п - коэффициент пористости, доли единиц;
k_н - коэффициент нефтенасыщенности, доли единиц;
k_выт - коэффициент нефтевытеснения, доли единиц.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2