СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Российский патент 2002 года по МПК E21B43/16 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений.

Известен способ разработки нефтяных месторождений, согласно которому вскрывают продуктивный пласт скважинами, осуществляют добычу нефти через добычные скважины, отделяют в сепараторе попутный газ от добываемой нефти и осуществляют разогрев продуктивного пласта для снижения парафинизации призабойных зон добычных скважин и снижения вязкости нефти /см., например, авт. свид. СССР N 1629504, кл. Е 21 В 43/24, 1991 г./.

К недостаткам известного способа разработки нефтяных месторождений можно отнести сравнительно низкую эффективность добычных работ. Указанное обстоятельство обусловлено тем фактом, что разогрев продуктивного пласта осуществляют сжиганием нефти при подаче кислородосодержащего агента. Использование для разогрева пласта именно добываемого полезного ископаемого приводит к снижению выхода самого полезного ископаемого из пласта ( часть его сгорает). Кроме того, для поддержания горения полезного ископаемого необходима подача кислородосодержащего агента, что приводит к необходимости осуществления дополнительных затрат энергии.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ добычи нефти с использованием попутного газа, при котором добытый из скважины флюид разделяют в сепараторе на нефть, газ и воду, получают с использованием высокотемпературного реактора пар и путем расщепления смеси метана и пара - водород, часть пара закачивают в нефтяное месторождение, а другую его часть подают в тепловую турбину, которая приводит в действие электрический генератор /см. авт. свид. N 1729300, кл. Е 21 В 43/24, опуб. 23.4.92/.

К недостаткам данного способа можно отнести значительные затраты топливно-энергетических ресурсов в высокотемпературном реакторе для получения пара и расщепления смеси пара и метана, что приводит к повышению энергоемкости добычи нефти.

Изобретение направлено на снижение энергоемкости процесса, увеличение дебита нефти и нефтеотдачи, снижение отрицательных экологических последствий процесса разработки нефтяных месторождений.

Технический эффект заключается в одновременном получении реагента, электроэнергии и тепловой энергии при сжигании попутного газа в энергосиловой установке, воздействии на нефтяной пласт реагента, который перед закачкой сжимают и нагревают с использованием энергии, полученной в энергосиловой установке.

Принципиальная схема предлагаемого способа приведена на чертеже. Способ осуществляется следующим образом. Из добывающих скважин 1 нефтеводогазовый поток поступает в сепаратор 2, где происходит разделение нефти, воды и попутного газа, далее попутный газ проходит через комплекс устройств 3, в которых производится его подготовка для сжигания в энергосиловой установке 4. В комплексе устройств 3 обеспечивается снижение концентраций содержащихся в попутном газе серы, механических примесей, водяных паров, тяжелых углеводородов и других компонентов до значений, соответствующих требованиям, которые предъявляются к составу газов, предназначенных для сжигания в энергосиловой установке 4. Также в комплексе устройств 3 при значительных объемах реагента в попутном газе осуществляется его регенерация с последующим поступлением реагента в отделитель 9 и при необходимости обеспечивается равномерное поступление подготовленного попутного газа в энергосиловую установку 4. Подготовленный в комплексе устройств 3 попутный газ поступает для сжигания в энергосиловую установку 4. Энергосиловая установка 4 может быть выполнена, например, в виде газового двигателя (газовой турбины, парогенератора с паровой турбиной, газодизеля, парогазотурбинной установки и тому подобного) и электрического генератора, валы которых механически связаны между собой с помощью механической передачи, муфты или иным образом. При этом энергосиловая установка 4 имеет систему охлаждения и может подсоединяться к котлу-утилизатору 7. Также энергосиловая установка 4 может оснащаться системой, обеспечивающей регулирование ее режимов работы при изменении состава и(или) количества поступающего для сжигания в энергосиловую установку 4 попутного газа. Вырабатываемая энергосиловой установкой 4 электроэнергия используется для питания нефтепромыслового оборудования, генерирования энергии в сеть и, если это необходимо, для дополнительного нагрева в электрических нагревателях 11, 13 воды и реагента. После выполнения водоподготовки в устройстве 5 предназначенная для нагнетания в нефтяной пласт вода нагревается через теплообменник 6 от системы охлаждения энергосиловой установки 4. Далее вода нагревается в котле - утилизаторе 7. Дополнительно вода может нагреваться, если это обосновано технико-экономическими показателями, в электрическом нагревателе 13. Нагнетание воды осуществляется насосами 16. В зависимости от конструктивного исполнения, значений температуры и давления нагнетания последовательность прохождения воды через теплообменник 6, котел-утилизатор 7 и насосы 16 может быть иной. При этом может использоваться большее или меньшее число насосов. Нагретая вода под давлением поступает в распределительный пункт 14 и далее в нагнетательные скважины 15. Причем вода может нагнетаться как в одну скважину или группу скважин одновременно с реагентом (в частности, со смешением воды и реагента непосредственно на забое скважины и призабойном пространстве пласта), так и поочередно с реагентом. То есть в последнем случае закачка реагента производится в виде оторочки, которая перемещается по пласту нагнетаемой водой, или в виде оторочек, чередующихся с оторочками воды. Для распределения реагента и воды по нагнетательным скважинам 15 предусматриваются распределительные пункты 12 и 14.

Газы, образующиеся при сжигании попутных газов в энергосиловой установке 4, содержат порядка 85-87% азота и двуокиси углерода (остальная часть влага; инертные газы; составляющие, вызывающие коррозию). Азот и двуокись углерода при закачке в нефтяной пласт при определенных геолого-физических характеристиках месторождения позволяют осуществить высокоэффективное смешивающееся вытеснение. При этом воздействие двуокиси углерода на нефтяной пласт позволяет увеличить дебит нефти и нефтеотдачу и в других условиях, так как при растворении двуокиси углерода в нефти снижается ее вязкость, увеличивается объем, уменьшается поверхностное натяжение на границе нефть-вода, улучшается отмыв пленочной и подвижность капельной нефти, увеличивается количество капиллярно-вытесненной нефти, улучшается проницаемость коллекторов, увеличивается приемистость нагнетательных скважин /см., например, Бабалян Г.А., Тумасян А.Б., Пантелеев В.Г. Применение карбонизированной воды для увеличения нефтеотдачи. М., 1976, с.25-56, с. 97-98/. В связи с этим газы, образующиеся при сжигании попутных газов в энергосиловой установке 4, являются эффективным реагентом для воздействия на нефтяной пласт. Для реализации данного воздействия реагент, полученный при сжигании попутных газов в энергосиловой установке 4, поступает в котел-утилизатор 7, в котором он отдает тепло. После котла-утилизатора 7 он поступает в газоочиститель 8, в котором реагент освобождают от вызывающих коррозию составляющих (кислорода, окислов азота и других) и влаги. Осушенный и очищенный от вызывающих коррозию составляющих реагент, состоящий более, чем на 98% из азота и двуокиси углерода, поступает в отделитель 9. В зависимости от геолого-физической характеристики месторождения и стадии его разработки в отделителе 9 путем снижения процентного содержания азота в реагенте доводят состав реагента до требуемого. Таким образом получают состав реагента, который в последующем закачивается в нефтяной пласт. При этом, если геолого-физическая характеристика месторождения такова, что обеспечивается смешивающееся вытеснение нефти азотом, снижение процентного содержания азота в реагенте может не производиться. Затем реагент поступает в компрессор 10, который его сжимает, и далее в теплообменник 6 и котел-утилизатор 7, в которых, исходя из геолого-физической характеристики месторождения и стадии его разработки, принятого метода вытеснения (смешивающегося или несмешивающегося) устанавливается температура реагента. При этом дополнительно реагент может нагреваться, если это обосновано технико-экономическими показателями, в электрическом нагревателе 11. В зависимости от конструктивного исполнения, значений температуры и давления нагнетания последовательность прохождения реагента через теплообменник 6 и котел-утилизатор 7 может быть иной. После нагрева реагент поступает в распределительный пункт 12 и далее в нагнетательные скважины 15, в которые реагент может нагнетаться как одновременно с водой (в одну нагнетательную скважину или группу нагнетательных скважин), так и для создания оторочки, которая перемещается по пласту закачиваемой (после создания оторочки) водой. При этом цикл, состоящий из создания оторочки и нагнетания воды, может повторяться. Также при необходимости реагент может из распределительных пунктов 12 направляться в добывающие скважины 1 для обработки их призабойных зон.

Пример: Часовой расход подготовленного попутного газа - 300 нм³/час, низшая теплота сгорания подготовленного попутного газа Q_н=36 МДж/м³, массовое процентное содержание углерода (в связанном виде) в подготовленном попутном газе С_р=75%.

Для данных условий выход осушенного и очищенного реагента составит V_p≈2550 м³/час (в том числе, более 11% СО₂), электрическая мощность на выходе энергосиловой установки (при кпд, равном 33%) составит Р=990 кВт, после получения тепловой энергии в энергосиловой установке и передачи ее (с учетом потерь) реагенту (например, реагент нагревается с 20^oС до 100^oС в количестве 2550 м³/час) и воде (например, вода нагревается с 20^oС до 100^oС в количестве 14,7 т/час) переданное закачиваемым в нефтяной пласт реагенту и воде количество тепла составит Q≈1,25 Гкал/час.

Механизм воздействия на нефтяной пласт заключается в следующем. Для тех условий, при которых может быть осуществлено смешивающееся вытеснение нефти реагентом (с исходным содержанием азота), снижение процентного содержания азота в реагенте в отделителе 9 может не производиться. Если смешивающиеся вытеснение нефти реагентом (с исходным содержанием азота) в пластовых условиях не реализуется (например, из-за более низких пластовых давлений), то в отделителе 9 производится снижение процентного содержания азота в реагенте (при одинаковых условиях давление насыщения нефти двуокисью углерода ниже, чем азотом /см. , например, Петерсен А. Эксперименты по вытеснению нефти с применением N₂ и СО₃. Инженер-Нефтяник, 1978, N 11, с. 22-23/) до значений, при которых достигается смешивающееся вытеснение. В условиях, когда смешивающееся вытеснение не может быть реализовано и осуществляется несмешивающееся вытеснение, процентное содержание азота в реагенте с помощью отделителя 9 поддерживается таким, чтобы содержащийся в реагенте азот мог быть растворен в нагнетаемой воде, пластовой воде и нефти и были исключены прорывы значительных объемов азота к добывающим скважинам 1. При несмешивающемся вытеснении воздействие, обеспечивающее увеличение дебита добычных скважин и нефтеотдачи пласта, преимущественно оказывает содержащееся в реагенте двуокись углерода. Вместе с тем из попутного газа может быть получен только достаточно ограниченный объем реагента, поэтому для обеспечения его эффективного воздействия на вытесняемую нефть необходимо добиваться повышения концентрации и увеличения количества реагента на фронте вытеснения и уменьшения его концентрации в воде (соответственно количества не взаимодействующего с вытесняемой нефтью реагента), находящейся в призабойном пространстве нагнетательной скважины и обводненной части пласта. Для этого в теплообменнике 6 и котле-утилизаторе 7 (при соответствующих технико-экономических показателях в электрических нагревателях 11 и 13) производится нагрев закачиваемых в нефтяной пласт реагента и воды. Так как нагнетаемый в пласт реагент сначала перемещается по обводненной части пласта, то соответственно часть реагента растворяется в воде и не поступает на фронт вытеснения. При повышении температуры растворимость в воде реагента, содержащего азот и двуокись углерода, снижается и соответственно повышается количество реагента, поступающего непосредственно на фронт вытеснения. Например, в зависимости от давления растворимость азота и двуокиси углерода при повышении температуры на 50^oС снижается соответственно в 1,3-1,5 раза и в 2,4-2,5 раза /см., например. Справочник химика, т. 3, М.-Л., 1965, с. 316-318/. В дополнение к повышению концентрации и увеличению количества реагента, поступающего на фронт вытеснения, при нагреве нагнетаемых реагента и воды положительно влияет на увеличение дебита и объема добычи нефти тепловое воздействие на пласт, оказываемое нагретыми реагентом и водой, также нагрев реагента снижает возможность образования гидратов. Значения давления нагнетания и температуры воды и реагента, а также состав реагента (процентное соотношение двуокиси углерода и азота) выбираются в зависимости от геолого-физической характеристики месторождения и стадии его разработки. Так при смешивающемся вытеснении нагретый реагент при движении по пласту постепенно охлаждается до температуры пласта и приближении к фронту вытеснения будет иметь температуру пласта, что, как правило, предпочтительно иметь при смешивающемся вытеснении. При этом, если позволяют условия реализации смешивающегося вытеснения, то реагент и нагнетаемая вода могут нагреваться до более высоких температур. При несмешивающемся вытеснении, как оторочкой реагента, перемещаемой по пласту нагнетаемой водой (оторочками реагента, чередующимися с оторочками нагнетаемой воды), так и смешиваемыми при нагнетании реагентом и водой, температуру нагнетаемых реагента и воды рационально выбирать таким образом, чтобы нагнетаемый реагент мог быть растворен в вытесняемой нефти и отсутствовали прорывы значительных объемов реагента к добывающим скважинам 1.

Кроме увеличения дебита нефти и нефтеотдачи пластов предлагаемый способ позволяет снизить отрицательные экологические последствия разработки нефтяных месторождений - закачка двуокиси углерода, содержащейся в полученном реагенте, осуществляется в нефтяной пласт.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений. Техническим результатом изобретения является снижение энергоемкости процесса, увеличение дебита нефти и нефтеотдачи, снижение отрицательных экологических последствий процесса разработки нефтяных месторождений. Нефтеводогазовый поток, поступающий из добычных скважин, разделяют на нефть, воду и попутный газ, производят подготовку воды для нагнетания в нефтяной пласт, подготовку попутного газа. Подготовленный попутный газ сжигают в энергосиловой установке. При этом вырабатывают реагент, электроэнергию и тепловую энергию одновременно. Реагент освобождают от вызывающих коррозию составляющих и влаги, сжимают, нагревают с использованием полученной в энергосиловой установке энергии и закачивают в нефтяной пласт. Также с использованием части полученной в энергосиловой установке энергии производят нагрев нагнетаемой в нефтяной пласт воды. 7 з.п. ф-лы, 1 ил.

1. Способ разработки нефтяных месторождений, включающий разделение поступающего из добывающих скважин нефтеводогазового потока на нефть, воду и попутный газ, отличающийся тем, что попутный газ подготавливают и сжигают в энергосиловой установке, при этом одновременно вырабатывают реагент, электроэнергию и тепловую энергию, затем реагент освобождают от влаги и вызывающих коррозию составляющих, после чего реагент сжимают, нагревают с использованием полученной в энергосиловой установке энергии, закачивают в нефтяной пласт и осуществляют подготовку и нагнетание воды в нефтяной пласт через нагнетательные скважины. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что нагнетаемую в нефтяной пласт воду нагревают с использованием части полученной в энергосиловой установке энергии. 3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что до освобождения реагента от влаги и вызывающих коррозию составляющих его охлаждают, при этом отдаваемую реагентом тепловую энергию используют для нагрева нагнетаемых в нефтяной пласт реагента и воды. 4. Способ по пп. 1 и 2, отличающийся тем, что давление нагнетания, температуру воды и реагента, а также состав реагента устанавливают в зависимости от геолого-физической характеристики месторождения и от стадии его разработки. 5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что доведение реагента до требуемого состава после освобождения от влаги и вызывающих коррозию составляющих производят путем снижения в нем процентного содержания азота. 6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что вода может закачиваться в нагнетательные скважины как одновременно, так и поочередно с реагентом. 7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что реагент может использоваться для закачки, как в нагнетательные скважины, так и добывающие скважины. 8. Способ по пп. 1 и 2, отличающийся тем, что нагнетаемую в нефтяной пласт воду нагревают с использованием части полученной в энергосиловой установке тепловой энергии.