СПОСОБ ДОБЫЧИ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ Российский патент 1999 года по МПК E21B43/00 E21B43/24 

Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано при добыче тяжелых высоковязких нефтей и битумов.

В настоящее время необходимость разработки месторождений, содержащих высоковязкие нефти и битумы, диктуется тем, что для интенсивно развивающейся топливно-энергетической и сырьевой промышленности требуется освоение альтернативных источников углеводородного сырья, таких как высоковязкие и битумные нефти, не извлекаемые из пласта обычными методами разработки. Запасы их значительно превышают запасы обычных нефтей. Одними из перспективных для интенсификации добычи трудноизвлекаемых нефтей и битумов являются технологии, основанные на воздействии на залежи мощными внешними высокочастотными (ВЧ) и сверхвысокочастотными (СВЧ) электромагнитными (ЭМ) полями.

Известен способ добычи полезных ископаемых, включающий воздействие ВЧ ЭМ- полей на пласты, содержащие высоковязкие нефти и битумы, для уменьшения вязкости и увеличения текучести нефти /1/. Недостатком этого способа является то, что необходимо некоторое время для предварительного прогрева пласта. Кроме того, потери тепла при этом настолько велики, что воздействие распространяется не более чем на призабойные зоны скважин.

Наиболее близким аналогом изобретения является способ добычи полезных ископаемых, заключающийся в том, что пласт вскрывают, по крайней мере, одной нагнетательной и одной эксплуатационной скважинами, ведут их обработку высокочастотным и электромагнитным полем и одновременно с обработкой нагнетательной скважины высокочастотным электромагнитным полем осуществляют закачку растворителя или смесей растворителей в пласт (2).

Недостатком данного способа является то, что непрерывная нерегулируемая обработка нагнетательных скважин (Н.С.) приводит к значительному повышению температуры на забое Н.С., что вызывает неоправданно большие потери тепла, а также к закипанию и изменению физико-химических свойств растворителя. Кроме того, частота ВЧ ЭМП, создаваемого между скважинами, выбирается произвольно, без учета наличия области поглощения ЭМ- волн вокруг скважины, расстояния между скважинами и электрофизическими параметрами насыщенного пластового коллектора, что приводит к появлению "застойных" зон между скважинами, не охваченными ЭМ- воздействием. Неучет величины расхода растворителя в процессе его нагнетания приводит к дополнительной потере тепла в окружающие продуктивный пласт породы, и эффективность нагрева продукта добычи уменьшается.

Технический результат изобретения - повышение эффективности воздействия на пласт - достигается тем, что по способу добычи полезных ископаемых, заключающемуся в том, что пласт вскрывают, по крайней мере, одной нагнетательной и одной эксплуатационной скважинами, ведут их обработку высокочастотным электромагнитным полем и одновременно с обработкой нагнетательной скважины высокочастотным электромагнитным полем осуществляют закачку растворителя или смесей растворителей в пласт, согласно изобретению обработку высокочастотным электромагнитным полем нагнетательной скважины ведут с обеспечением температуры (T, град.К) на ее забое в диапазоне
T_п < T < T_к,
где Т_п - температура подвижности пластового флюида, град.К;
T_к - температура кипения растворителя, град.К;
при этом закачку растворителя осуществляют в объеме, достаточном для достижения эксплуатационной скважины, а температуру на забое нагнетательной скважины регулируют, для чего обработку нагнетательной скважины после снижения температуры на ее зоне ниже пластовой ведут циклически, а закачку растворителя осуществляют с расходом (Q, м³/сут) в соответствии с зависимостью:

где α - коэффициент затухания электромагнитных волн, 1 м;
N₀ - мощность высокочастотного электромагнитного источника, Вт,
ρ - плотность растворителя, кг/м³;
C - удельная теплоемкость растворителя, Дж/(кг К),
T_с-T_о - разность между забойной и начальной пластовой температурами, град.К.

Кроме того, обработку нагнетательной скважины ведут с частотой (1 Гц) электромагнитного поля в соответствии с зависимостью:

где L - расстояние между нагнетательной и ближайшей эксплуатационной скважинами, м;
ε_o,μ_o - диэлектрическая и магнитная постоянные, соответственно относительная диэлектрическая проницаемость среды;
ε_п,tgδ - относительная диэлектрическая проницаемость и тангенс угла диэлектрических потерь породы пласта.

Для осуществления более полного охвата залежи ВЧ ЭМ-воздействием обработку скважин в соответствии с зависимостью:

где f - частота электромагнитного поля, воздействующего на пласт, Гц;
L - расстояние между нагнетательной и ближайшей эксплуатационной скважинами, м;
ε_o,μ_o - диэлектрическая и магнитная постоянные, относительная диэлектрическая проницаемость среды;
ε′,tgδ - относительная диэлектрическая проницаемость и тангенс угла диэлектрических потерь породы пласта.

Зависимость (2) обосновывается следующими соображениями. Известно, что при ВЧ ЭМ-воздействии имеет место так называемая область затухания электромагнитных волн, которая определяется выражением:

Таким образом, если расстояние между Н.С. и ближайшими Э.С. будет таким, что отдельные участки пласта окажутся вне области затухания, то это приведет к образованию т. н. "застойных" зон (участков, где сохраняется начальная температура залежи и, следовательно, практически нетекучая нефть).

Для предотвращения понижения температуры в призабойной зоне Н.С. ниже пластовой (что неизбежно, т.к. после прекращения ВЧ воздействие продолжают закачкой холодного растворителя) обработку ВЧ ЭМ- полем нагнетательной скважины ведут циклически после снижения температуры на ее забое не ниже пластовой.

Известно использование ВЧ ЭМ- воздействия на скважины с целью разогрева призабойной зоны пластов, содержащие высоковязкие нефти и битумы (пат.США N2757738, кл. 166-300, 1956), за счет диэлектрических потерь в насыщающем пласт углеводороде, пластовой воде и вмещающей породе. В результате вязкость извлекаемого продукта уменьшается, что способствует более быстрому его извлечению на поверхность и некоторому увеличению дебита скважины. При этом воздействию подвергают призабойную зону скважины в радиусе порядка 1-5 метра в зависимости от мощности источника и электрофизических характеристик пласта.

Возможность достижения технического результата обусловлена тем, что осуществляют регулирование температуры на забое Н.С. путем приостановления ее ВЧ ЭМ- обработки и задания минимально необходимого (оптимального для каждого конкретного случая) темпа (расхода) закачки растворителя в соответствии с зависимостью (1). Последняя обеспечивает поддержание стационарного распределения температуры в призабойной зоне Н.скважины, т.е. предотвращает бесконтрольный рост температуры на ее забое. В противном случае значительные градиенты температур в призабойной зоне ведут к существенным потерям в окружающие продуктивный пласт породы и повышению температуры на забое Н.С. выше температуры кипения растворителя, вследствие чего смешиваемость между пластовой нефтью и закачиваемым растворителем может стать ограниченной (из-за частичного или полного перехода растворителя в газообразную фазу). На практике использование в качестве растворителя природного конденсата или широких фракций легких углеводородов (ШФЛУ) с ограниченной температурой обусловлено необходимостью сохранения неизменными товарных свойств нефти при ее разгонке.

Для предотвращения появления т.н. "застойных" зон, характеризуемых тем, что при обработке Н.С. и Э.С. они оказываются вне области ВЧ ЭМ- воздействия, частоту последнего ведут в соответствии с зависимостью (2). После снижения температуры на забое Н.С. (но не ниже начальной пластовой) ВЧ-воздействие возобновляют и проводят циклически.

Способ осуществляют следующим образом. Вскрывают нефтяной пласт по рядной или площадной схеме, но по крайней мере одной Н.С. и одной Э.С. и подвергают ВЧ ЭМ- воздействию как через Н.С., так и через Э.С. с помощью поверхностных или забойных излучателей электромагнитной энергии от высокочастотного генератора (например, ВЧГ8-60/13) в диапазоне частот от 30 кГц до 300 Мгц. Ведут обработку высокочастотным электромагнитным полем эксплуатационной скважины с обеспечением температуры Т на ее забое выше температуры, при которой пластовая нефть приобретает свойство подвижности (текучести), а обработку нагнетательной скважины ведут с обеспечением температуры Т на ее забое в диапазоне T_п < T < T_к, где T_п - температура подвижности пластового флюида, T_к - температура кипения растворителя. При повышении температуры на забое нагнетательной скважины до температуры кипения растворителя (предварительно экспериментально или теоретически определенной) ВЧ ЭМ- воздействие прекращают. После снижения температуры на забое Н.С. до пластовой ВЧ ЭМ- воздействие возобновляют и ведут циклически.

Пример практической реализации.

Продуктивный пласт разбуривали по обращенной 7-точечной схеме, центральная скважина каждого элемента пласта является нагнетательной скважиной, а периферийные - эксплуатационными скважинами. Элемент пласта обладает следующими характеристиками: толщина пласта 15 м, глубина залегания 700 м, средняя пористость 20%, вязкость пластовой нефти 200 мПа•с, пластовая температура 15^oC, средняя проницаемость 1,65 Д. Проводили обработку Э.С. и Н.С. с частотой 13,56 МГц, исходя из того, что ε =8,25, δ =0,097, L = 50 м. Через 36 часов после начала обработки Э.с. температура на ее забое повысилась до 40^oC, что соответствовало первоначально экспериментально определенной температуре подвижности нефти и проявилось началом прироста дебита Э.С. Дальнейшую обработку Э.С. проводили с одновременным отбором продукции при возрастающем дебите (за один цикл обработки дебит повысился с 10 до 16 м³/сут). Одновременно с ВЧ ЭМ- обработкой Н.С. начали закачку растворителя (ШФЛУ с температурой кипения 180^oC), доведя температуру на забое скважины до 40^oC за 72 часа, с последующей обработкой при температуре на забое выше 40^oC. Через 30 суток после начала воздействия температура на забое Н.С. повысилась до 180^oC, после чего ВЧ ЭМ- воздействие прекратили. Через 78 суток в Э.С. появились первые порции растворителя, объем закачки последнего составил при этом 0,6 первого объема пласта. После чего закачку растворителя прекратили и приступили к закачке воды до полного доотмыва нефти и оставшегося в пласте растворителя. Коэффициент нефтеизвлечения составил 67%.

Использование заявляемого способа в сравнении с известными позволит:
- повысить коэффициент извлечения углеводородов за счет максимального использования абсолютной смешиваемости разжиженной за счет объемного прогрева пластовой нефти и закачиваемого растворителя,
- предотвратить тепловые потери в призабойной зоне скважин в окружающие пласт породы,
- наиболее эффективно использовать энергию ВЧ ЭМП за счет предотвращения образования "застойных" зон, не охваченных ВЧ ЭМ- воздействием.

Использованная литература
1. Вахитов Г. Г. и др. Использование физических полей для извлечения нефти из пластов, М., Недра, 1985, с.121-122.

2. SU 1824983 A1, 10.12.96.

Использование: в горной промышленности и может быть использовано при добыче тяжелых высоковязких нефтей и битумов. Обеспечивает повышение эффективности воздействия на пласт. Сущность изобретения: по способу пласт вскрывают по крайней мере одной нагнетательной и одной эксплуатационной скважинами. Их обрабатывают высокочастотным электромагнитным полем (ВЭП). Одновременно с обработкой нагнетательной скважины ВЭП осуществляют закачку растворителя или смесей растворителей в пласт. Обработку ВЭП нагнетательной скважины ведут с обеспечением определенной температуры на забое в диапазоне: Т_п<T<Т_к, где Т_п - температура подвижности пластового флюида, Т_к -температура кипения растворителя. При этом закачку растворителя осуществляют в объеме, достаточном для достижения эксплуатационной скважины. Температуру на забое нагнетательной скважины регулируют. Обработку этой скважины после снижения температуры на забое не ниже пластовой ведут циклически. Закачку растворителя осуществляют с расходом, который определяют по зависимости. 1 з.п.ф-лы.

1. Способ добычи полезных ископаемых, заключающийся в том, что пласт вскрывают по крайней мере одной нагнетательной и одной эксплуатационной скважинами, ведут их обработку высокочастотным электромагнитным полем и одновременно с обработкой нагнетательной скважины высокочастотным электромагнитным полем осуществляют закачку растворителя или смесей растворителей в пласт, отличающийся тем, что обработку высокочастотным электромагнитным полем нагнетательной скважины ведут с обеспечением температуры (Т, град. К) на ее забое в диапазоне
Т_п<Т_к,
где Т_п - температура подвижности пластового флюида, К;
Т_к - температура кипения растворителя, К,
при этом закачку растворителя осуществляют в объеме, достаточном для достижения эксплуатационной скважины, а температуру на забое нагнетательной скважины регулируют, для чего обработку нагнетательной скважины, после снижения температуры на ее забое не ниже пластовой, ведут циклически, а закачку растворителя осуществляют с расходом (Q, м³/сут) в соответствии с зависимостью

где α - коэффициент затухания электромагнитных волн, 1/м;
N_o - мощность высокочастотного электромагнитного источника Вт;
ρ - плотность растворителя, кг/м³;
C - удельная теплоемкость растворителя, Дж/(кг•К);
T_c-T_o - разность между забойной и начальной пластовой температурами, К. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что обработку нагнетательной скважины ведут с частотой (f, Гц) электромагнитного поля в соответствии с зависимостью:

где L - расстояние между нагнетательной и ближайшей эксплуатационной скважинами, м;
ε_o,μ_o - диэлектрическая и магнитная постоянные, соответственно, относительная диэлектрическая проницаемость среды;
ε_п,tgδ - относительная диэлектрическая проницаемость и тангенс угла диэлектрических потерь породы пласта.