Способ разработки нефтяного месторождения Российский патент 2004 года по МПК E21B43/24 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке месторождений с остаточной высоковязкой нефтью.

Известно большое количество технических решений по закачке в пласт различных теплоносителей (вода, газ, пар, растворители). Так, в пат. РФ № 2053354 (кл. Е 21 В 43/24, Б.И. № 3, 1996) предложено циклично закачивать в трубу нагнетательной скважины газовый теплоноситель и воду. Регулируя их температуру и количество, обеспечивают вскипание воды в забое и поддерживают заданную температуру стенки скважины. Согласно а.с. СССР № 1487555 (кл. Е 21 В 43/24, Б.И. № 15, 1995) в пласт закачивают теплоноситель-растворитель, в качестве которого используют фракции нефти с температурой кипения выше 210°С, отобранные с установки термической обработки нефти. В пат. РФ № 2061858 (кл. Е 21 В 43/24, Б.И. № 16, 1996) предлагается закачивать в пласт парогаз, для получения которого смешивают дымовые газы с установки по переработке нефти и пара. Для поддержания давления и вытеснения парогаза и нефти закачивают смесь сточных вод с горячей водой, отобранной из системы водоотведения установки по переработке нефти. В предлагаемом способе разработки вязкой нефти путем газоводяного воздействия по пат. № 2065034 (кл. Е 21 В 43/24, Б.И. № 22, 1996) температура горячей воды подбирается такой, при которой пластовая нефть в присутствии газа обладает максимальной вспениваемостью, что устанавливается предварительно посредством большого числа экспериментов. Известен также пат. РФ № 2085716 (кл. Е 21 В 43/24, Б.И. № 21, 1997), в котором при разработке месторождений с высокопарафинистой и высоковязкой нефтью предлагается перед закачкой воды в нагнетательную скважину сначала обеспечить отсутствие поступления воды из нее в призабойную зону пласта и обратно, затем заполнить ее водой при контроле температуры нагрева воды, провести технологическую выдержку до достижения заданной температуры воды на забое, определить темп закачки воды в зависимости от теплофизических свойств окружающих горных пород и закачивать воду в нагнетательную скважину с расходом, не превышающим определенный темп закачки, до создания в призабойной зоне пласта оторочки нагретой воды в заданном объеме.

Однако все эти способы термодинамического воздействия на пласт недостаточно эффективны, т.к. очень трудно поддерживать требуемую температуру теплоносителя в процессе его движения по стволу скважины от устья до забоя. Кроме того, эти способы сложны, трудоемки и требуют дополнительного, дорогостоящего оборудования для подогрева теплоносителей до достаточно высоких температур.

Известны также термические способы для стимулирования добычи нефти, в которых для нагревания воды предложено использовать тепло (заявка РСТ № 88/00276, № 20, 1988). Генератор подвешивается в нефтяной скважине на уровне предполагаемого нагрева. Вода нагревается с помощью электродов, подсоединенных к электрическому трансформатору на поверхности земли с напряжением не менее 2300 вольт, и по колонне бурильных труб подается к нагреваемой зоне.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки нефтяных месторождений по пат. РФ № 2133335 (кл. Е 21 В 43/24, БИПМ № 20, 1999), включающий деление нефтяной залежи на блоки-карты, проводку в центре блока центральных вертикальных скважин с забоем ниже продуктивного пласта, в одну из которых вводят на забой ядерный теплогенератор, выводят его на режим и вырабатывают высокотемпературную воду с давлением до 35 МПа и температурой до 550°С. Эту высокотемпературную воду перемещают по продуктивному пласту в направлении добывающих скважин, прогревая таким образом пласт и скелет породы ниже продуктивного пласта.

Основным недостатком этого способа является низкая экологичность предлагаемой технологии наряду с чрезвычайной сложностью ее технического осуществления.

Задачей предлагаемого изобретения является обеспечение требований экологической безопасности при одновременном повышении эффективности извлечения остаточной нефти и упрощении технологии.

Поставленная задача решается тем, что в известном способе разработки нефтяного месторождения, включающем выбор участка нефтяной залежи с нагнетательной и добывающими скважинами, спуск теплогенератора в нагнетательную скважину, вывод его на режим, выработку высокотемпературной воды и воздействие ею на продуктивный пласт, согласно изобретению в качестве теплогенератора используют электродуговой плазмотрон, а высокотемпературную воду, имеющую свойства органического растворителя, получают смешиванием низкотемпературной плазмы с закачиваемой водой.

При этом для повышения эффективности вытеснения нефти предлагается воздействовать на пласт водой при температуре 320-340°С и давлением 16-22 МПа.

Низкотемпературную плазму целесообразно смешивать с закачиваемой водой в соотношении 1:(15-25).

В ряде случаев оторочку высокотемпературной воды желательно проталкивать по пласту закачиваемой водой.

Технический результат, получаемый по предложенному способу, достигается за счет обеспечения возможности получения высокотемпературной воды с параметрами, при которых достигается неограниченная взаимная растворимость воды и нефти, что позволяет предлагать данный способ для вытеснения трудноизвлекаемых остаточных нефтей.

Экспериментальные исследования показали, что критические параметры растворимости различных нефтей достаточно близки и находятся в пределах 320-340°С, а критическое давление меняется от 160-220 кГ/см². При указанных термодинамических параметрах вода приобретает свойства полностью растворять нефть.

На фиг. 1 представлены экспериментальные кривые растворимости для системы вода - нефть Ватьеганского месторождения. Из кривых видно, что взаимная растворимость воды и нефти увеличивается с ростом температур и уменьшается с повышением давления. При температуре, меньшей критической существует область двухфазного равновесия, в которой фракционный состав нефти, растворенной в воде, отличается от состава исходной нефти и меняется в зависимости от конкретных значений давления и температуры. Одновременно меняется и состав нефтяной фазы в системе. На представленной фиг.1 полная растворимость воды и нефти достигается при критических параметрах температуры 338°С и давления 220 кГ/см², т.е. вода становится растворителем нефти. С повышением температуры выше критической кривые фазовых равновесий сдвигаются в сторону более высоких давлений и раствор вновь расслаивается на две фазы.

Одновременно с повышением эффективности вытеснения нефти обеспечивается экологическая чистота процесса и его упрощение по сравнению с прототипом.

В качестве теплогенератора предлагается использовать электродуговой плазмотрон с вихревой стабилизацией разряда и с самоустанавливающейся длиной дуги. Для подачи энергии используют передвижные газогенераторы, применяемые при сжигании попутных газов. Сырьем является вода. Получаемая в таком плазмотроне низкотемпературная плазма представляет собой поток частично ионизированного пара с температурой 4000-7000°С.

Схема осуществления предлагаемого способа представлена на фиг. 2.

Сырье 1 поступает по анодной трубе на дугу между анодом 2 и катодом 3, в результате контакта с которой образуется поток низкотемпературной плазмы 4. Этот поток плазмы смешивается с основным потоком закачиваемой воды 5 в тепломассообменной камере 6, откуда высокотемпературная вода с необходимыми параметрами направляется в продуктивный пласт 7. Подача электроэнергии осуществляется электрогенератором 8.

Пример конкретного осуществления способа.

Осуществления данного способа рассмотрим на примере разработки участка Ватьеганского месторождения AB_1-2 в Западной Сибири.

Залежь имеет следующие характеристики: пластовое давление 19,2 МПа, коэффициент пористости 0,24, коэффициент насыщения 0,59, температура пласта 86,7°С, вязкость нефти 2,8 МПа, плотность нефти 864 кг/м³. Остаточная нефть составляет 210 млн. тонн. Скважины расположены по 5-точечной системе, расстояние от нагнетательной до добывающей скважины 300 м. В скважину глубиной 1950 м спускают электродуговой плазмотрон с вихревой стабилизацией дуги типа УПУ-ЗМ мощностью 15000 кВт. В качестве электрогенератора используют передвижной электрогазодинамический генератор, использующий в качестве топлива попутный газ. В плазмотрон подают насосом ЦВ-4/85 воду, производительность которого 300 т/сутки. Закачку ведут в течение 3 суток непрерывно. Получаемую в плазмотроне низкотемпературную плазму смешивают с закачиваемой водой регулированием расходов в соотношении 1:20 и на выходе в продуктивный пласт получают воду с температурой 320°С. На пласт воздействуют оторочкой горячей воды в течение 3 суток. После этого плазмотрон отключают, поднимают его на поверхность, производят его ревизию и замену электродов. Закачку же воды продолжают для проталкивания по пласту полученной оторочки горячей воды. После завершения профилактических работ плазмотрон вновь опускают в скважину и цикл разработки повторяют.

В приведенном примере расчетная дополнительная добыча нефти составит 20 млн. тонн нефти от проектной.

Способ разработки нефтяного месторождения относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использован при разработке месторождений для извлечения остаточной нефти. Обеспечивает повышение эффективности способа при обеспечении требований экологической безопасности. Сущность изобретения: способ включает выбор участка нефтяной залежи с очагом нагнетательной и группой добывающих скважин. Теплогенератор спускают в нагнетательную скважину. Выводят его на режим. Вырабатывают высокотемпературную воду и воздействуют ею на продуктивный пласт. Согласно изобретению на пласт воздействуют высокотемпературной водой 320-340°С и давлением 16-22 МПа. При этом в качестве теплогенератора используют электродуговой плазмотрон, в котором получают частично ионизированный пар с температурой 4000-7000°С. Высокотемпературную воду получают смешиванием упомянутого пара с основным потоком закачиваемой в продуктивный пласт через плазмотрон воды. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

1. Способ разработки нефтяного месторождения, включающий выбор участка нефтяной залежи с очагом нагнетательной и не менее одной добывающей скважины, спуск теплогенератора в нагнетательную скважину, вывод его на режим, выработку высокотемпературной воды и воздействие ею на продуктивный пласт, отличающийся тем, что на пласт воздействуют высокотемпературной водой 320-340°С и давлением 16-22 МПа, для чего в качестве теплогенератора используют электродуговой плазмотрон, в котором получают частично ионизированный пар с температурой 4000-7000°С, при этом высокотемпературную воду получают смешиванием упомянутого пара с основным потоком закачиваемой в продуктивный пласт через плазмотрон воды.2. Способ по п.1, отличающийся тем, что частично ионизированный пар смешивают с закачиваемой водой в соотношении 1:(15-25).3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что оторочку высокотемпературной воды проталкивают по пласту закачиваемой водой.