СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 2002 года по МПК E21B43/24 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки нефтяных залежей на поздней стадии эксплуатации, когда в результате закачки больших объемов холодной воды температура нефтеносного пласта и окружающей породы снизилась на 15-20^oС. Как известно, снижение температуры приводит к ухудшению фильтрационных свойств нефти, к снижению ее извлекаемости. Фильтрация девонской нефти при температуре ниже 18^o-22^oС начинается только после достижения определенного перепада давления (давления сдвига) [1]. При тепловом воздействии увеличение нефтеизвлечения достигается посредством повышения температуры пласта путем закачки искусственного источника тепла, либо путем выравнивания температуры пласта за счет воздействия естественного теплового потока из недр.

Известен способ термохимической разработки нефтяной залежи, включающий последовательную закачку в пласт суспензии магния и соляной кислоты, с тем, чтобы магний, прореагировав с кислотой в призабойной зоне скважины, выделил тепло, обеспечивающее тепловую обработку призабойной зоны [2]. Однако при таком способе прогревается лишь часть пласта в непосредственной близости к забою скважины, а прогрева продуктивной части пласта не происходит. Кроме того, в результате реакции магния с соляной кислотой и водой выделяется пожаро- и взрывоопасный газ - водород, что значительно снижает технологичность способа [2].

Наиболее близким к предлагаемому является способ, при котором на основе данных разбуривания (в том числе, нефтеотдачи) уточняют неоднородность пласта по простиранию на его отдельных участках и на каждом из них, с учетом энергетического критериального соотношения определяют момент перехода с нагнетания теплоносителя (например, горячей воды) на неподогретую воду для поддержания или повышения пластового давления и температуры [3]. При этом правило выбора отдельных участков пласта строго не регламентируется.

Недостаток прототипа в том, что при проектировании мероприятий по поддержанию и повышению пластового давления и температуры не учитывается распределение температуры в пласте, так что применение этого способа на поздней стадии эксплуатации на одних участках пласта (где охлаждение не столь значительно) приводит к неоправданно большим затратам энергии, а на других (где охлаждение существенное) - не будет достигнута рациональная нефтеотдача.

Задачей изобретения является повышение эффективности способа разработки нефтяных залежей на поздней стадии эксплуатации за счет повышения снизившейся в результате закачки неподогретой воды температуры пласта, с контролем распределения температур в пласте.

Поставленная задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем последовательную закачку в нагнетательные скважины выбранных участков теплоносителя и неподогретой воды с предварительным аналитическим определением оптимального момента перехода с закачки теплоносителя на закачку неподогретой воды и добычу нефти через добывающие скважины, дополнительно проводят исследования теплоемкости и теплопроводности пористой среды, нефти и окружающей породы, а для выбора участков дополнительно проводят глубинные измерения температур залежи, собирают промысловые данные по объемам закачки и температуре неподогретой воды за предшествующий период разработки, строят карты температурных полей путем моделирования процессов тепломассообмена, выделяют охлажденные участки с повышенной и пониженной текущей нефтенасыщенностью и последовательно закачивают в нагнетательные скважины выбранных участков теплоноситель и неподогретую воду - каждую оторочку - до момента, определяемого моделированием процессов тепломассообмена; причем в качестве теплоносителя закачивают последовательно серную кислоту и щелочь.

Теплоноситель закачивают до выравнивания температур охлажденного участка и пласта в целом, причем добычу нефти в этот период осуществляют в режиме пониженных дебитов.

На сильно охлажденных участках теплоноситель закачивают дополнительно в добывающие скважины, а добычу нефти осуществляют после выравнивания температур охлажденной зоны и пласта в целом.

Дополнительно прогретые нагнетательные скважины (вокруг которых температура пласта по заданному радиусу поднялась до заданного уровня) переводят на добычу нефти на период сохранения их дебита не ниже среднего по участку.

В нагнетательные скважины закачивают неподогретую воду, загущенную вязкоупругим составом.

В нагнетательные скважины предварительно закачивают оторочку бактерицида и поверхностно-активного вещества (ПАВ) или одного из них.

Авторами впервые предложено для выбора участка под тепловую обработку проводить построение карт температурных полей путем моделирования процессов тепломассообмена с проверкой их корреляции с показаниями глубинных измерений температур залежи. Применение в качестве теплоносителя системы серная кислота - щелочь, кроме теплового эффекта, обеспечивает также образование нефтяных сульфонатов, обладающих поверхностно-активными свойствами.

Отметим, что возможности непосредственного измерения температуры глубоко залегающих участков пласта с помощью измерительной техники весьма ограничены, измерить температуру можно лишь в непосредственной близости от скважины. Поэтому для описания температурного поля пласта необходимо провести теоретические расчеты, используя дифференциальные уравнения, моделирующие процесс распространения тепла в пространстве: конвективный перенос тепла движущейся жидкостью, кондуктивный теплообмен между пластом и его кровлей и подошвой.

Тепломассообмен внутри нефтяного пласта описывается уравнением вида
(1)
где c_ko,λ_ko - средневзвешенные объемная теплоемкость и теплопроводность коллектора, которые вычисляются по теплоемкости и теплопроводности пористой среды и нефти (ккал/м³•град, ккал/м•град•час), Q - количество закачиваемой неподогретой воды за единицу времени (м³/час), Т - температура (^oС), r - расстояние от забоя скважины (м), z - глубина от поверхности земли, H_kо - мощность коллектора, С_в - объемная теплоемкость воды.

Распространение тепла в окружающей пласт породе описывается уравнением теплопроводности

где c_n,λ_n - объемная теплоемкость и теплопроводность породы.

Приток тепла из кровли и подошвы учитывается в виде уравнений (2) и условий равенства тепловых потоков на границе разделов коллектор - кровля и кровля - подошва

Здесь Т_ko - температура коллектора, T_n - температура породы.

Описанная выше математическая модель исследуется численно конечно-разностным методом. При составлении разностной схемы использовался метод переменных направлений. Численные расчеты производились в среде программирования Delphi.

Более грубый расчет температуры в пласте вокруг нагнетательной скважины можно производить по формуле

выражающей решение упрощенной модели, при пренебрежении явлением кондуктивного теплообмена в коллекторе. Здесь

Т_н - температура коллектора до начала эксплуатации, ^oС; t - время закачки, час.

Для расчета теплового поля, создаваемого под влиянием нескольких нагнетательных скважин, воспользуемся тем, что охлаждающий эффект от закачки неподогретой воды в несколько скважин равен сумме охлаждающих эффектов от каждой из скважин.

Предположим, что через нагнетательную скважину посредством теплоносителя в пласт внесено тепло в количестве Р ккал. Часть Р₀ этого тепла пойдет на прогрев коллектора, через P₁ и Р₂ обозначим тепло, затраченное на нагревание неподогретой воды, закачиваемой в скважину для проталкивания теплоносителя по пласту и, соответственно, на нагревание кровли и подошвы пласта, так что Р= P₀+P₁+P₂. При условии равномерного распределения тепла в количестве Р₀ достаточно для прогрева участка пласта цилиндрической формы мощностью H_ko и радиуса r₀ на ΔT^°C, если
P₀ = πr20

H_koc_koΔT. (4)
Тепло вносится в пласт посредством теплоносителя объема V₁, закачиваемого с интенсивностью Q₁ м³/час, так что время закачки теплоносителя равно t₁= V₁/Q₁. Теплоноситель проталкивается неподогретой водой, закачиваемой в пласт с интенсивностью Q₂ м³/час. Через t часов после начала закачки теплоносителя (t>t₁) передний фронт оторочки теплоносителя будет находиться на расстоянии

где m_kо - пористость коллектора. На основе формул (4), (5) находят суммарное время t_o закачки теплоносителя и неподогретой воды, необходимое для того, чтобы передний фронт оторочки теплоносителя дошел до границы (боковой поверхности) выделенного цилиндрического участка пласта

Теплопотери, связанные с нагревом неподогретой воды, закачиваемой в скважины с целью проталкивания теплоносителя в пласт по простиранию, составляют
P₁ = Q₂(t₀-t₁)c_в(T₁+ΔT-T₃),
где T₁ - температура участка пласта до начала закачки теплоносителя, Т₃ - температура закачиваемой воды.

Вычислим теплопотери Р₂, связанные с оттоком тепла в кровлю и подошву пласта. Согласно схеме Ловерье, отток тепла с единицы площади кровли (подошвы) пласта за единицу времени равен где τ - время, отсчитываемое от момента начала прогрева данного элемента площади. Количество тепла, ушедшего в кровлю и подошву со всего выделенного участка цилиндрической формы за время t₀ дается интегралом

где s = πr²H_kom_ko/Q₁. Для простоты предполагается, что Q₁=Q₂. Вычисляя интеграл, находим

Известно, что конечный коэффициент вытеснения нефти η повышается с ростом температуры. Для небольших конкретных диапазонов изменения значений температуры эта зависимость может быть представлена в виде линейной функции
η(T) = αT+β, (7)
где α и β - некоторые числа. Эта формула показывает, что при повышении температуры пласта на ΔT^°C увеличение количества извлекаемой нефти составляет 100αΔT%. Если геологические запасы нефти составляют N м³ для выделенного участка, то повышение температуры коллектора на ΔT^°C дает увеличение добываемой продукции на ΔN = α•ΔT•N м³.
Способ осуществляется следующей последовательностью операций.

1. Проведение исследований теплоемкости и теплопроводности пористой среды и нефти и окружающей пласт породы
2. Для выбора участков дополнительно:
- проведение глубинных измерений температур залежи;
- сбор промысловых данных по объемам закачки и температуре неподогретой воды за предшествующий период разработки;
- построение карт температурных полей путем моделирования процессов тепломассообмена; проверка корреляции карт с данными глубинных измерений температур залежи;
- выделение охлажденных участков с повышенной и пониженной текущей нефтенасыщенностью.

3. Аналитическое определение оптимального момента перехода с закачки теплоносителя на закачку неподогретой воды путем моделирования процессов тепломассообмена на основе результатов исследований по п.1 и выбора участков по п.2.

4. Последовательная закачка в нагнетательные скважины выбранных участков теплоносителя: серной кислоты и щелочи и неподогретой воды - каждой оторочки - до момента, определенного моделированием процессов тепломассообмена по п. 3.

5. Добыча нефти через добывающие скважины.

Предпочтительно, в зависимости от обстоятельств разработки, выполнять также следующие условия и операции.

- Теплооситель закачивать до выравнивания температур охлажденного участка и пласта в целом, причем, добычу нефти в этот период осуществлять в режиме пониженных дебитов.

- На сильно охлажденных участках теплоноситель закачивать дополнительно в добывающие скважины, а добычу нефти осуществлять после выравнивания температур охлажденной зоны и пласта в целом.

- Дополнительно прогретые нагнетательные скважины переводить на добычу нефти на период сохранения их дебита не ниже среднего по участку.

- В нагнетательные скважины закачивать неподогретую воду, загущенную вязкоупругим составом.

- В нагнетательные скважины предварительно закачивать оторочку бактерицида и ПАВ.

Пример конкретного осуществления способа
В качестве конкретного объекта изучения возьмем скважину 310д Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения, которая по промысловым данным за период с 1986 по 1999 годы эксплуатировалась как нагнетательная и в нее закачано неподогретой воды 1904500 м³ при средней температуре, близкой к 15^oС. Глубинные измерения указывают на понижение температуры в близлежащем участке залежи с 32^oС до 16^oС. По данным геологических исследований теплоемкость и теплопроводность пористой среды равны 600 и 1,8, соответственно. Для нефти они равны 500 и 0,15. Теплоемкость окружающей породы (кровли и подошвы пласта) равна 400, теплопроводность - 2. Мощность пласта равна 5,4 м, пористость m_kо=0,2. В непосредственной близости от этой скважины находятся нагнетательные скважины 9196, 18869, 14064. Объемы закачек за время эксплуатации указанных скважин в качестве нагнетательных следующие: 561800 м³ неподогретой воды за последние два года, 1488360 м³ - за последние четыре года и 239500 м³ - за последние 3 года, соответственно. Эти скважины могут повлиять на распределение температуры вокруг скважины 310д.

Составляем карту температурных полей. Из этой карты видно, что температура пласта (горизонт d₁) (фиг.1) вокруг скважины 310д на расстоянии до 70 м охладилась на 15^o, до 100 м - охладилась на 10^o. Эти данные хорошо коррелируют с результатами глубинных измерений температуры.

Поставим задачу повысить температуру цилиндрического участка пласта с радиусом r₀=100 м на ΔT = 10^°. Для этого при равномерном распределении тепла необходимо внести в пласт тепло в количестве Р=P₀+P₁+P₂, где P₀ = π•100²•5,4•600•10 ≈ 10⁹ ккал - тепло, идущее на прогрев коллектора. Вычислим теплопотери р₁ и p₂. Источником тепла будет химическая реакция между серной кислотой и едким натром. Пренебрегая разницей между теплоемкостями воды и растворов кислоты и щелочи и полагая, что все закачиваемые агенты имеют одну и ту же температуру Т₃=15^oС, участок пласта на расстоянии до 100 метров от забоя скважины имеет температуру T₁=22^oC, найдем количество тепла, необходимого для повышения температуры всех закачиваемых агентов (кислоты, щелочи и проталкивающей воды) до T₁+ΔT = 32^°C, что составляет - потери в кровлю и подошву. Здесь Q₁=Q₂-33,2 м³/час. Следовательно, в пласт необходимо внести тепло в количестве Р=10⁹+0,6•10⁹+0,4•10⁹=2•10⁹ ккал.

В качестве теплоносителя используем отработанную 72%-ную серную кислоту (ТУ 6-02-12-130-88) и 45%-ный раствор щелочи NaOH. Известно, что от взаимодействия 1 т 72%-ного раствора серной кислоты и 1,3 т 45%-ного раствора NaOH выделится 2,05•10⁵ ккал теплоты. Находим, что для получения тепла в количестве Р=2•10⁹ ккал потребуется около 10⁴ т раствора кислоты и 1,3•10⁴ т раствора щелочи. Из формулы (6) находим общее время to закачки теплоносителя и проталкивающей воды при интенсивности Q=800 м³/сутки, оно равно t₀= 42 сут. При этом химические реагенты: 5600 м³ раствора кислоты и 9300 м³ раствора щелочи будут закачиваться последовательно небольшими порциями по 280 м³ раствора кислоты и 465 м³ раствора щелочи для обеспечения более интенсивного протекания реакции в течение времени t₁=18,6 суток. Затем в течение 23,4 суток будет закачиваться неподогретая вода, проталкивающая оторочку теплоносителя. По истечении 42 суток от начала закачки теплоносителя рекомендуется перевести скважину на режим добычи.

Начальная нефтенасыщеноость пласта составляет 0,8. Поэтому коллектор объемом V = πr²•H_ko м³ = 16,2•10⁴ м³ содержал изначально N=25920 м³ нефти. Для нефтей Ромашкинского месторождения формула (7) в диапазоне температур 10^o<Т<40^oC имеет вид [4]
η(T) = 0,618+0,004T.
При повышении температуры коллектора на 10^o количество извлекаемой нефти увеличится на ΔN = 1037 м³. Кроме того, увеличение нефтеотдачи происходит и за счет действия поверхностно-активных веществ, содержащихся в отработанной серной кислоте. Как показывают расчеты [5] , ПАВ способствуют улучшению нефтевымывающих свойств воды, закачиваемой вслед за раствором. При этом происходит прирост коэффициента нефтеотдачи примерно на 6%, что в условиях данного примера составляет еще 1555 м³ нефти.

Источники информации
1. Аминев М. Г. , Вахитов Г.Г., Глумов Ф.Ф., Фоменко И.Е. Особенности фильтрации пластовой девонской нефти при пониженных температурах. В сб. "Теория и практика добычи нефти". - М.: Недра, 1966.

2. Патент РФ 2030568, кл. Е 21 В 43/27. Способ термохимической обработки призабойной зоны пласта. Шевченко А.К., - опубл. 10.03.95, БИ 7.

3. Патент РФ 2034136, E 21 В 43/24. Способ разработки месторождений высокопарафинистых и вязких нефтей (варианты) Розенберг М.Д. и др., - опубл. 30.04.95, БИ 12.

4. Валиханов А.В., Вахитов Г.Г., Грайфер В.И., Муслимов Р.Х., Мухарский З. Д. , Пустовойт С.П., Султанов С.А. Разработка нефтяных месторождений Татарии с применением повышенного давления - Казань, Татарское книжное издательство, 1971.

5. Ибрагимов Г. З., Хисамутдинов Н.И. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти. - М.: Недра, 1983.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к тепловым способам разработки нефтяных залежей. Обеспечивает повышение эффективности способа на поздней стадии разработки. Сущность изобретения: способ включает последовательную закачку в нагнетательные скважины выбранных участков теплоносителя и неподогретой воды с определением оптимального момента перехода с закачки теплоносителя на закачку неподогретой воды и добычу нефти через добывающие скважины. Дополнительно проводят исследования теплоемкости и теплопроводности пористой среды, нефти и окружающей породы. Для выбора участков дополнительно проводят глубинные измерения температур залежи. Собирают промысловые данные по объемам закачки и температуре неподогретой воды за предшествующий период разработки. Строят карты температурных полей путем моделирования процессов тепломассообмена. Выделяют охлажденные участки с повышенной и пониженной текущей нефтенасыщенностью и последовательно закачивают в нагнетательные скважины выбранных участков теплоноситель и неподогретую воду - каждую оторочку - до момента, определяемого моделированием процессов тепломассообмена и в течение общего времени, необходимого для дохождения переднего фронта оторочки теплоносителя до границы выделенного для прогрева участка пласта. В качестве теплоносителя закачивают последовательно серную кислоту и щелочь. 5 з.п.ф-лы, 1 ил.

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий последовательную закачку в нагнетательные скважины выбранных участков теплоносителя и неподогретой воды с определением оптимального момента перехода с закачки теплоносителя на закачку неподогретой воды и добычу нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что дополнительно проводят исследование теплоемкости и теплопроводности пористой среды, нефти и окружающей породы, а для выбора участков дополнительно проводят глубинные измерения температур залежи, собирают промысловые данные по объемам закачки и температуре неподогретой воды за предшествующий период разработки, строят карты температурных полей путем моделирования процессов тепломассообмена, выделяют охлажденные участки с повышенной и пониженной текущей нефтенасыщенностью и последовательно закачивают в нагнетательные скважины выбранных участков теплоноситель и неподогретую воду - каждую оторочку - до момента, определяемого моделированием процессов тепломассообмена и в течение общего времени, необходимого для дохождения переднего фронта оторочки теплоносителя до границы выделенного для прогрева участка пласта, причем в качестве теплоносителя закачивают последовательно серную кислоту и щелочь. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что теплоноситель закачивают до выравнивания температур охлажденного участка и пласта в целом, причем добычу нефти в этот период осуществляют в режиме пониженных дебитов. 3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что на сильно охлажденных участках теплоноситель закачивают дополнительно в добывающие скважины, а добычу нефти осуществляют после выравнивания температур охлажденной зоны и пласта в целом. 4. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что дополнительно прогретые нагнетательные скважины переводят на добычу нефти на период сохранения их дебита не ниже среднего по участку. 5. Способ по одному из пп.1-4, отличающийся тем, что в нагнетательные скважины закачивают неподогретую воду, загущенную вязкоупругим составом. 6. Способ по одному из пп.1-5, отличающийся тем, что в нагнетательные скважины предварительно закачивают оторочку бактерицида и поверхностно-активного вещества или одного из них.