Способ разработки нефтяного месторождения Советский патент 1991 года по МПК E21B43/243 E21B43/24 

i

(21)4485050/03

(22)15.08.88

(46) 30.04.91. Бюл. Р 16

(71)Казахский межотраслевой научно- технический центр СВС

(72)Г.И. Ксандогтуло, В.А.Иванов, А.А.Сагиндыков, Ю.В.Антнпоь, В.А.Симонов, И.А.Кошкинов и А.Мурзагалпев

(53)6.22.276 (088.8)

(56)Маннцер Т.Я. Обзор патентов пи термическим способам добычи нефти, Сер. Добыча, М.: ВНИИОЭНГ, 1970, с. 42-43.

(54)СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

(57)Изобретение относится к нефтедобывающей пром-сти. Цель - повышение нефтеотдачи пластов и увеличение устойчивости фронта горения. В пласте

осуществляют инициирование фронта горения. Через нагнетательные скважины закачивают воздух и жидкий теплоноситель, в качестве которого используют 50-65%-ный водный раствор нитрата аммония. Фронт горения перемещают от нагнетательных скважин к добывающим. Разложение нитрата аммония начинает происходить при i-pe выше 210°С, что всегда достижимо в условиях выжженной зоны тепловой волны сверхвлажного внутрипластового горения. Эффект от использования данного способа обуславливается повышением кол-ва добываемой нефти за счет реагентной интенсификации внутрипластового горения при закачке в пласт в качестве теплоносителя раствора нитрата аммония. 1 табл.

W

№

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для увеличения коэффициента нефтеотдачи пластов при разработке месторождений методом внутри- пластового горения нефти.

Целью изобретения является повышение нефтеотдачи пластов и увеличение устойчивости фронта горения.

Сущность способа заключается в том, что тепло выжженной зоны пласта с физико-химической точки зрения целесообразно использовать не только для испарения воды (чисто теплотехнический прием), но и для -шло- ермичоского запуска реакции разложения нитрата аммония, сопровождающейся в дальнейшем выделением тепла, и, самое главное, веществ, ускоряющих внутрипластовое горение монооксида азота и кислорода (физико-химический прием).

Разложение нитрата аммония начинает происходить при температуре выше 210 С, что всегда достижимо в условиях выжженной зоны тепловой волны сверхвлажного внутрипластового горения. Так как разложение нитрата аммония происходит в выжженной зоне непосредственно вблизи фронта горения

о

ьЈъ СЛ

1 ел

или во фронте горения, то выделившие- ся при этом кислород и окислы азота активно воздействуют на тону горения, что выражается в повышении устойчивости распространения фронта горения, температура которого значительно вы те, чем при закачке в пласт воды в том же количестве. Сохранение водовоздушного отношения на том же уровне ю Давление воздуха в кернодержателе быпозволяет эффективно перебрасывать тепло из выжженной зоны в область впереди фронта горения, что позволяет прогревать нефтенасыщенную породу перед фронтом горения на значительном 15 от него расстоянии.

Возможность осуществления данного способа подтверждена лабораторными экспериментами. В лабораторных экспело постоянным для всех опытов и составляло 2,0 МПа. Использование в качестве теплоносителя водного раствора нитрата аммония с концентрацией ниже 50% приводит к ухудшению показателей процесса - снижается температура фронта горения и коэффициент вытеснения нефти (см. табпицу). Применение раствора нитрата аммония с концентрариментах использовали нефтенасыщенный 20 выше 65% затруднено из-за плохой

коллектор месторождения. Нефтенасы- щенность кернового материала составила 41,2%. Характеристики нефти: плотность 943 кг/м3, вязкость 1100 мПа-с (20°С).

Порода представляет собой смесь несцементированных песчаников, песков и алевролитов с основным содержанием (90 мас.%) фракции 0,05-0,25 мм. Минералогический состав, мас.%: кварц 30, полевые шпаты 25, обломки породы 45.

Эксперименты проводили на лабораторной установке высокого давления, основной частью которой является кер- нодержатель, выполненный в виде теплообменника типа труба в трубе. Кернодержатель представляет собой тонкостенную трубу с внутренним диаметром 50 мм (толщина стенки 1,5 мм), которая помещена в толстостенный кожух. Давление в кожухе и внутри кер- нодержателя поддерживается одинаковым. Тонкая стенка модели пласта и воздушная прослойка между стенкой кернодержателя и кожухом позволяет значительно снизить теплопотери от фронта горения на стенку модели, а это, в свою очередь, позволяет исключить предварительный прогрев материала коллектора для образования и распространения фронта горения. Длина набивки нефтенасыщенной породы составляет 700 мм. Кернодержатель снабжен по оси термопарным карманом. Кернодержатель загружался нефтенасыщенной породой Инициирование процесса горения проводили с помощью твердого топлива, помещенного в верхнюю часть

кериодержателя. В качестве твердого топлива использовали кокс или углеще- лочной реагент. Воспламенение твердого топлива проводили с использованием химических реагентов. Температуру тепловой волны и скорость ее распространения биксировали с помощью четырех стационарно расположенных термопар.

ло постоянным для всех опытов и составляло 2,0 МПа. Использование в качестве теплоносителя водного раствора нитрата аммония с концентрацией ниже 50% приводит к ухудшению показателей процесса - снижается температура фронта горения и коэффициент вытеснения нефти (см. табпицу). Применение раствора нитрата аммония с концентра0

5

5

0

5

0

5

растворимости реагента при дальнейшем повышении его содержания в растворе.

Пример 1. Кернодержатель набивался материалом коллектора. В верхнюю часть кернодержателя помещали заряд твердого топлива и химический реагент для инициирования процесса горения. Затем в модель пласта подавался воздух с расходом 0,36 м3/ч. При прокачивании определенной порции воды наблюдалось бурное выделение тепла, что приводило к воспламенению заряда твердого топлива с дальнейшим инициированием очага горения в нефтенасыщенной пористой среде. После образования устойчивого фронта горения в модель нагнеталась в качестве теплоносителя вода. Водовоэдушное отношение составило 1,25-10 5 м3/нм3. Образующийся вначале процесса высокотемпературный фронт с температурой 490- 520°С по мере нагнетания в модель воды носит затухакэдий характер и температура в конце проведения эксперимента составила 120-200°С. Проведенные параллельно эксперименты указывают на крайне неустойчивый режим горения с большими по амплитуде колебаниями температуры в тепловой волне. Коэффициент использования, кислорода не превышает 45%. Скорость распространения тепловой волны также значительно изменяется в ходе проведения опыта .. Достигнутый коэффициент вытеснения нефти из модели пласта составляет 24,5-42,0%.

Пример 2. Эксперимент проводился аналогично примеру 1. Вместо

516

воды п модепь и качестве теплоносителя иода нале л 50%-ный водный раствор нитрата аммония. Отношение объема закачиваемого раствора нитрата аммония к объему нагнетаемого воздуха составило 1,25-10 3 м3/нм3. В ходе эксперимента наблюдалось образование ус- |тойчивого фронта горения с температурой 505-520°С. При этом происходило снижение колебаний температуры в тепловой волне и стабилизация скорости распространения фронта горения. Коэффициент использования кислорода ранен 74,6%. Коэффициент вытеснения нефти составил 70,0%.

Пример 3. Эксперимент проводился аналогично примерам 1 и 2. При этом в модель пласта закачивался 65%- ный водный раствор нитрата аммония с отношением объема закачиваемого раствора к объему нагнетаемого воздуха 1,50-10 э м3/нмэ . Образуется устойчивый Лронт горения с температурой 515- 520°С. Коэффициент использования кис- лорода составил 88% при коэффициенте вытеснения нефти 76,9%.

Примеры 4-7. Эксперименты проводились аналогично примерам 1 и 2 с той разницей, что в качестве теп- лоносителя использовали водные растворы нитрата аммония различной концентрации. Результаты экспериментов приведены в таблице.

Таким образом, лабораторные экспе- рименты свидетельствуют о возможности повышения устойчивости фронта внутри- пластового горения и интенсификации добычи нефти.

Таким образом, предлагаемый способ по сравнению с прототипом позволяет

75

вести добычу нефти, не снижая общего количества теплоносителя, закачиваемого в пласт, что в конечном итоге будет определять скорость разработки нефтяного месторождения. При этом введение в процесс достаточно большого количества теплоносителя не снижает температуру фронта горения, что наблюдается при осуществлении процесса сверхвлажного горения нефти и позволяет вести добычу нефти с высоким коэффициентом вытеснения (70,0-76,9%)

Эффект обуславливается повышением количества добываемой нефти за счет реагентной интенсификации внутриплас- тового горения при закачке в пласт в качестве теплоносителя раствора нитрата аммония, при разложении которого во фронте горения происходит выделение дополнительного количества тепла и образование кислорода и окислов азота, оказывающих каталитическое действие на процесс горения.

Формула изобретения

Способ разработки нефтяного месторождения, включающий инициирование фронта горения в пласте, закачку через нагнетательные скважины воздуха и жидкого теплоносителя, перемещение фронта горения от нагнетательных к добывающим скважинам, добыча нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что, с целью повышения нефтеотдачи пластов и увеличения устойчивости фронта горения, в качестве жидкого теплоносителя используют 50-65%-ный водный раствор нитрата аммония.

Влияние концентрации закачиваемого раствора нитрата аммония на показатели процесса внутриплас- тового горения нефти месторождения

10

20 30

40

Идет га- 40,0 шение процесса горения

430-440 49,0 470-500 52,4 510-520 59,4