Способ разработки нефтяного месторождения Советский патент 1992 года по МПК E21B43/24 

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений путем нагнетания в пласт реагентов-окислителей и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности.

Известен способ разработки нефтяного месторождения путем закачки в пласт кислот, например серной кислоты,

Недостатками известного способа являются относительно невысокая нефтеотдача, высокая коррозионная активность, а также загрязнение окружающей среды в результате выделения сероводорода, хлора и других хлористых соединений, а также микробное загрязнение пласта,

Наиболее близким к предлагаемому по технической сущности и достигаемому эффекту является способ, включающий нашетание в пласт водного раствора перекиси водорода с концентрацией 0,1 - 3 мае. %.

Недостатком такого способа является неполное использование потенциальных возможностей перекиси водорода генерировать кислород в процессе вытеснения, в результате чего не достигается потенциально возможная полнота вытеснения нефти.

Целью изобретения является повышение эффективности нефтевытеснения путем интенсификации процесса генерирования кислорода в процессе нагнетания в пласт перекиси водорода.

Поставленная цель достигается тем, что в способе разработки нефтяных месторсж дений, включающем нагнетание в пласт 0,1 -3% концентрации водного раствора перекиси водорода по направлению к эксплуатационным скважинам нагнетанием воды,

со VJ

-N

растворов полимеров, щелочи и т, д., перед нагнетанием водного раствора перекиси водорода пласт или его часть предварительно прогревают до 90 - 100°С, а водный раствор перекиси водорода нагнетают в объеме, равном поровому объему прогретой зоны, перемещение оторочки осуществляют до момента снижения температуры прогретой зоны не ниже 85°С, после чего образуют новую зону, прогретую до 90 -100°С, повторяя циклы до прорыва газа в эксплуатационные скважины.

Пласт или его часть прогревают до 90 - 100°С любым из известных способов, например закачкой горячей воды, пара, электротепловой обработкой, любой модификацией внутрипластового горения.

Объем оторочки водного раствора перекиси водорода определяется.поровым объемом зоны пласта, прогретой до 90 - 100°С. Предварительный прогрев пласта или его части до 90 - 100°С обеспечивает интенсификацию генерирования кислорода, его термическое расширение, более интенсивное окисление нефти и повышение эффективности нефтевытеснения.

На фиг. 1 приведена зависимость температуры по радиусу прогретой зоны; на фиг. 2 - зависимость падения температуры во времени для радиуса прогретой зоны 5 м (кривая 1), 10 м (кривая 2), 15 м (кривая 3) и 20 м (кривая 4),

Способ осуществляется следующим образом.

Пласт или его часть прогревают до 90 - 100°С любым из известных способов, например электротепловой обработкой с помощью самоходной установки СУЭПС-1200; радиус прогрева до заданных температур и продолжительность обработки определяют аналитически. Расчет основных параметров электротепловой обработки производится по номограммам. Задаваясь мощностью нагревателя N и геологопромысловыми условиями эксплуатации, по номограмме определяют температуру ДТС 90- 100°С, радиус прогрева г0 и продолжительность обработки т.. По радиусу г0 находят объем прогретой зоны с заданной температурой 90 - 100°С, равной объему необходимого раствора перекиси водорода для закачки в

пласт V л Го hm.

где h - мощность пласта;

m - пористость.

Прогревают и закачкой горячей воды или пара с помощью водогрейных установок ППГУ-4/120, ППГУ-4/120М, Такума, KSK и др., стационарных или передвижных парогенераторных установок в нагнетательные скважины, оборудованные устьевой арматурой АГ 60 - 150, лубрикатором Л П 50 - 150, колонной головкой ГКС.

Расчет температуры горячей воды или

пара и их объем, необходимый для прогрева всего пласта или его части до заданных температур, осуществляют аналитически в следующей последовательности.

Определяют температуру горячей воды или пара на забое нагнетательной скважины

15

Тв ( Н , t ) 0о +Ј (уЗ Н - 1 ) + + (Ту-а+Ј)ехр(), (1)

0

5

0

5

0

5

где

- приведенная к устью скважины температура нейтрального слоя земли, °С; Ту - температура на устье скважины, °С; Н - глубина, отсчитываемая от устья скважины, м; Г - геометрический градиент, °С/м; показатель теплоотдачи, ккал/м. ч. °С.

Р (2)

где q - расход нагнетаемого теплоносителя, м3/ч;

Сж р ж объемная теплоемкость теплоносителя, ккал/м3 °С;

А - средний коэффициент теплопроводности горных пород, окружающих скважину, ккал/ч.м.°С; d - наружный диаметр обсадной колонны, м;

rt - радиус теплового влияния, м;

rt-2Vit , (3)

t - время, ч; а - средний коэффициент температуропроводности горных пород, окружающих скважину, м2/ч,

Определяют распределение температуры в пласте по формуле Т-То ;

Т в То

Ј

Ус,/, (г-IT

СР

.а(г-Ј). (4)

0

5

где |

4Ях

(, -4At

гг Сжржи Cn/Onh

т(т - |) -единичная функция, равная 0 при (т - f) $ 0,1 ,

при ( т - Ј ) 0 erfc(U) 1 - erf(U) .

9 u

erf(U)4/oe d z-табулированная

функция;

Т о начальная пластовая температура,

V

Тв - температура теплоносителя на забое скважины, °С;

Сп РГ , ср - объемные теплоемкости пласта и окружающих пород, ккал/м °С; h - эффективная мощность пласта, м;

U - скорость фильтрации теплоносителя, м/ч;

X - расстояние от нагнетательной скважины в пласте, м,

Спрп Сек/Зек (1 -ГЛ) +

+ Сн/Эн OH т + Св/Эв Oh т , (5) где Сек V°CK , CH/OH, GB/ЭВ - объемные тепло- эмкости скелета пласта, нефти и воды.

Задаваясь значениями расстояния X, времени t, вычисляют по формуле (4) безразмерную температуру Т (Т - Т0)/(ТВ - То),

далее размерную Т Т (Тв - Т0) + То .

В результате получаем кривую распределения температуры в пласте по расстоянию Т f(X) для выбранных значений времени t const. По распределению Т f(X) находится размер прогретой зоны Хп с температурой 90 - 100°С и ее объем

V лтХ2пГь

Объем необходимого раствора перекиси водорода принимается равным V т.

Осуществляют одну из модификаций внутрипластового горения (ВГ) с помощью установок ОВГ-2, ОВГ-4, ОВГ-5. Время осуществления процесса ВГ, распределение температуры в пласте находятся аналитически (4) в зависимости от соотношения нагнетаемой водовоздушной смеси.

Если прогрет весь пласт, то в него закачивают 0,1 - 3%-ный водный раствор перекиси водорода в объеме, равном поровому объему пласта, который затем вытесняют по направлению к эксплуатационной скважине нагнетанием воды, полимеров, щелочи и т. д.

Если по техническим и горногеологическим условиям удается прогреть до 90 - 100°С лишь часть пласта, то водный раствор перекиси водорода нагнетается в объеме, равном поровому объему прогретой части пласта, Созданная оторочка продвигается по пласту нагнетанием воды, полимеров, щелочи и т. д. до тех пор, пока температура зоны не снизится ниже 85°С. Контроль за температурой в зоне прогрева осуществляется замером в наблюдательных скважинах, а при невозможности, аналитическим путем по приведенной схеме. Расчет времени остывания в указанной области изменения определяющих параметров до 85°С осуществляется по следующей формуле:

Т 1,99 + 0.706Н + 0,0384ТП + 0,0682Тб -1,115 А - 0,1251-27,3Vn, месяц

где Н - толщина пласта, м;

Тп - начальная температура зоны прогрева, °С;

То - начальная температура пласта и окружающих пород, °С;

Я - коэффициент теплопроводности, Вт/м °С;

I - размер зоны прогрева, определяемый в зависимости от метода создания и прогрева зоны;

/п - скорость перемещения по пласту зоны прогрева, м/сут.

15

Vn

UB

UB темп нагнетания рабочего агента; (р С)в, ( р С)с - объемная теплоемкость

воды и пласта;

m - пористость пласта. Таким образом, когда температура снизится ниже 85°С, нагнетание раствора перекиси водорода прекращается и в пласте

создается новая прогретая зона одним из приведенных способов.

При снижении температуры прогретой зоны ниже температуры 85°С, вышеперечисленными способами вновь образуют новую зону, прогретую до 90 - 100°С. Вновь создают оторочку водного раствора перекиси водорода и продвигают ее по направлению к эксплуатационным скважинам. Циклы повторяют до прорыва газа в эксплуатационные скважины.

Оценка эффективности предлагаемого опыта по сравнению с прототипом осуществлялась в лабораторных условиях путем сопоставления достигнутых безводного и

конечного коэффициентов нефтевытесне- ния.

Эксперименты проводились на термо- статируемой модели пласта, представляющей собой нержавеющую трубу длиной 1,2

м, диаметром 0,035 м, заполненную кварцевым песком. Проницаемость модели пласта составляет 3 мкм2. Пористая среда насыщалась нефтью месторождения Балаханы Са- бунчи-Раманы вязкостью 173,2 МПас и

плотностью 924 кг/м3 при 20°С, Нагнетание в пласт перекиси водорода осуществлялось с постоянным расходом 26-10 м/ч и температурой 25°С. Концентрация перекиси водорода в растворе, как и в прототипе составляла 0,1 и 3 мас,%.

В первой серии экспериментов осуществлялось простое термостатирование модели до заданных температур с последующей закачкой водного раствора перекиси водорода

в объеме, равном одному объему пор модели пласта и вытеснением его одним объемом воды комнатной температуры. Эта серия экспериментов моделировала прогрев пласта с помощью электротепловой об- работки.

Результаты экспериментов приведены в табл.1.

Как видно из табл. 1, предварительный прогрев модели пласта до 90 - 100°С при концентрации водного раствора перекиси водорода, равной 0,1, повышает безводный коэффициент нефтеотдачи по сравнению с прототипом на 25,5 - 26,8%, а конечный коэффициент нефтеотдачи на 31 - 32%, а при 3%-ной концентрации перекиси водорода соответственно нв 25,3 - 27,3% и 32,9 -33,6%.

Интересно отметить, что в процессе экспериментов определялось кислотное число вытесненной из модели пласта нефти, Оно определялось по известной методике по количеству едкого калия (КОН, мг), необходимого для нейтрализации 1 г нефти.

Результаты замеров представлены в табл. 2.

Как следует из данных табл. 2, предлагаемый способ способствует более интенсивному окислению нефти, что является одним из факторов повышения эффективно- сти ее вытеснения.

Во второй серии экспериментов моделировался предварительный прогрев модели пласта прокачкой горячей воды. Для этого через термостатированную до задан- ной температуры модель пласта прокачивался один объем горячей воды такой же температуры, а затем процесс осуществлялся в той же последовательности, что и в первой серии экспериментов.

Результаты сведены в табл. 3.

И в этом случае предлагаемый способ позволяет повысить конечный коэффициент вытеснения нефти по сравнению с прототипом на 31,7 - 34,6%,

Следовательно, предлагаемый способ более эффективен по сравнению с прототипом независимо от выбранного способа предварительного прогрева пласта или его части.

Пример конкретного выполнения способа приводится для гипотетического пласта со следующими параметрами:

Глубина пласта, Н, м , 1000

Пластовая температура, Т0, °С ,40

Геотермический градиент, Г, °С/м,0,04

Среднегодовая температура поверхности, 00, °CJ 8

Мощность пласта, h, м , 10

Пористость, т,0,25

Коэффициент теплопроводности, ккал/м.°Оч,2

Коэффициент температуропроводности, а, м2/ч,3,

Теплоемкость пласта, С, ккал/м3. °С, 650

Теплоемкость воды Сж, ккал/м3. °С, 1000

Диаметр скважины d, м , 0,168

Температура горячей воды на устье скважины, Ту, °С, 115

Расход горячей воды нагнетаемой в скважину, q, м /г, 24,5

Расстояние между скважинами, 2 а, м, 100

Расположение скважин радиальное с нагнетательной скважиной в центре

Температура ненагретого раствора перекиси водорода или воды, Т в , °С ( 20

Рассчитывается температура горячей воды на забое скважины Тв по формуле

Тв(Н,т) 0Ь+д(/ЗН-1) + + (Ty-a+j)exp(-/3H),

/ - 12л: art -rt

„ г 1 , 2 г qC ln-jпри t 1 мес; р 0,00014 1/м; Тв 105°С,

Определяется безразмерная темпераТ -Т0

тура на период нагнетания гоU о

рячей воды(температурой Тв 105°С) в пласт на расстоянии 5; 10; 20; 40; 50 м. т Т-Тр Тв То

°erfc 2VC(fr ГГ-Мгн-§),(2)

)

4Я7ГГ2 T jLAl; пЧжав СИ2

,03-10 V, тн 0,12-10 3т Принимаем, что в пласт горячая вода нагнетается 3 мес или т н 0,26.

В табл. 4 приведены значения безразмерных и реальных температур в зависимости от расстояния гот забоя нагнетательной скважины.

Строится график зависимости Т от г, по которому определяется размер зоны до прогретой до 90°С (фиг. 1).

Г90 41 М .

Находится объем прогретой зйны пласта Vn до 90°С. Vn n h-m. Vn 13202м3,

Необходимый объем раствора перекиси водорода принимается равным Vn 13202 м3.

Рассчитывается время закачки в пласт раствора перекиси водорода tH2O2 при q

г24,5 м3/ч.

13202

tH202 | 22cyT,

Находится распределение температуры в пласте на расстоянии 5; 10; 15; 20 м на период нагнетания ненагретого раствора перекиси водорода или воды

Т -Т0 ATBerfc -y -ДТв erfc

J

,/-егг

АТВ

(г-г„-Ј)

АТВ -ДТ В; АТВ -Тв -Т0 г гн +1

А Т в Т в-То;

В табл. 5 приведены рассчитанные значения безразмерных и реальных температур в пласте на расстоянии 5; 10; 15; 20 м от забоя нагнетательной скважины на 1,2 и 3 мес закачки.

Строится график (фиг. 2) изменения температуры во времени и находится период, за который уровень температуры достигнет 85°С. Это время Тост 2,26 м-ца.

Таким образом, по достижении 2,26 мес с начала нагнетания раствора перекиси водорода с температурой 20°С циклы могут возобновиться, если не будет прорыва газа в эксплуатационные скважины,

Расчет экономического эффекта от использования предлагаемого способа по

10

5

0

5

0

5

сравнению с прототипом произведен для пятиточечного элемента пласта с расстояниями между скважинами в 100 м; толщина пласта 10 м; пористость 0,25; начальная нефтенасыщенность 0,8; коэффициент охвата 0,54; плотность нефти 0,920т/м3; запасы нефти 18400т.

Добыча нефти в пласте, прогретом до 30°С, QH 0,54-0,8-0,46-105- 0,25-0,920 4570 т. Добыча нефти в пласте, прогретом до 90°С QH 0,54-0,8-0,.0,250,920 7650 т. Прирост добычи нефти составил в пласте, прогретом до 90°С, по сравнению с 30°С 3080т. При средней стоимости 1 т нефти 55 руб, экономический эффект составит 55-3080 169400 руб. Формула изобретения Способ разработки нефтяного месторождения, включающий нагнетание в пласт 0,1 - 3%-ного водного раствора перекиси водорода и перемещение оторочки перекиси водорода по направлению к эксплуатационным скважинам нагнетанием воды, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности нефтевытеснения за счет интенсификации процесса генерирования кислорода, перед нагнетанием водного раствора перекиси водорода часть пласта предварительно прогревают до температуры 90 - 100°С, а водный раствор перекиси водорода нагнетают в объеме, равном поровому объему в прогретой части пласта, а перемещение оторочки осуществляют до момента снижения температуры прогретой части пласта не ниже 85°С, после чего создают повторно прогретую до 90 - 100°С часть пласта, повторяя циклы закачки перекиси водорода до прорыва газа в эксплуатационные скважины.

Использование: изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки нефтяных месторождений путем нагнетания реагентов-окислителей для повышения эффективности нефтевытеснения за счет интенсификации процесса генерирования кислорода. Пласт или его часть электротепловой обработкой, закачкой горячей воды или пара, одной из модификаций внутрипла- стового горения прогревают до 90 - 100°С. оторочку водного раствора перекиси водорода концентрации 0,1 - 3% нагнетают в пласт в объеме, равном поровому объему прогретой зоны, и перемещают ее по направлению к эксплуатационным скважинам водой, раствором полимеров, щелочи и т. д. После снижения температуры прогретой зоны до 85°С образуют новую зону, прогретую до 90 - 100°С, повторяя циклы закачки перекиси водорода до прорыва газа в эксплуатационные скважины. 2 ил. 5 табл. (Л С

Т а б л и ц а 1

Зависимость коэффициента вытеснения нефти водным раствором перекиси водорода от температуры пласта при прокачке через него водного раствора перекиси водорода в количестве одного объема пор

ТаблицаЗ

Зависимость коэффициента вытеснения нефти от температуры пласта при прокачке через него одного объема пор воды и последующей прокачке одного объема пор водного раствора перекиси водорода

Таблица2

Таблица4

Таблицаб

50

0

50

Ч)

so г,м

з НЕСЯ ц,