СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ С ПРИМЕНЕНИЕМ ВНУТРИПЛАСТОВОГО ГОРЕНИЯ Советский патент 1995 года по МПК E21B43/243 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки залежей нефти с применением тепловых методов.

Целью изобретения является повышение нефтеотдачи пласта за счет выравнивания фронта горения, а также снижение коррозии оборудования и расхода деэмульгатора за счет связывания в пласте кислых газов горения и избыточного кислорода.

Поставленная цель достигается способом разработки нефтяной залежи с применением внутрипластового горения, включающим инициирование горения в призабойной зоне нагнетательной скважины и закачку через нее окислителя и холодной воды с последующим отбором продукции через добывающую скважину, причем в пласт до инициирования горения закачивают водный раствор, содержащий карбамид и двуххлорное железо, при следующем соотношении компонентов, мас.%: Карбамид 30-40 Двуххлорное железо 12-16 Вода 44-58
Нижний и верхний пределы концентраций, входящих в закачиваемый раствор, установленный из условий достижения оптимальных результатов по поставленной цели. При снижении концентраций компонентов в растворах ниже нижнего предела снижается эффективность поглощения кислых газов и избытка кислорода. Верхний предел концентраций компонентов обусловлен их предельной растворимостью. Предлагаемый способ в промысловых условиях осуществляют в следующей последовательности.

В пласт до инициирования горения через нагнетательную скважину закачивают раствор, содержащий, мас.%: Карбамид 12-16 Двуххлорное железо 30-40 Вода 44-58
Объем закачиваемого раствора (V, м³) рассчитывался по формуле
V = πR²hК_пК_нК_выт, где π= 3,14; R - радиус зоны закачки оторочки, м (экспериментально установлено, что R = (0,08-0,1)L, где L - расстояние между нагнетательной и добывающей скважиной); h - эффективная нефтенасыщенная толща пласта, м; К_п - коэффициент пористости, доли ед.; К_н - коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.; К_выт - коэффициент нефтевытеснения, доли ед.

После закачки раствора переходят к инициированию горения и закачке окислителя, далее к другим операциям по применению способа внутрипластового горения.

Механизм процессов, происходящих в пласте при осуществлении предлагаемого способа, можно представить следующим образом. В процессе горения в пласте образуются кислые газы горения (Н₂S, SO₂, SO₃), которые растворяются в зоне конденсации пара и легких углеводородов, образуя тем самым оторочку кислых коррозионно-агрессивных вод. К газам горения присоединяется избыточный кислород, неиспользованный при горении. Раствор, вводимый по предлагаемому способу в пласт до инициирования внутрипластового горения, является активным поглотителем кислорода, сернистого, серного газов и сероводорода. Карбамид в водном растворе при температуре выше 90^оС гидролизуется с образованием аммиака и углекислого газа по следующей реакции
CO(NH₂)₂+ H₂O CO₂+ 2NH₃ При это углекислый газ растворяется в нефти (понижает ее вязкость), аммиак остается в растворе, создавая щелочную среду. Двухвалентное железо в щелочной среде вступает в реакцию с кислородом
4FeCl₂ + 8NH₄OH + O₂ + 2H₂O =
= 4Fe(OH)₃ + 8NH₄Cl Сернистый газ поглощается щелочным раствором, причем ввиду того, что газ легко окисляется, он является дополнительным поглотителем избыточного кислорода 2SO₂ + 4NH₄OH + O₂ = 2(NH₄)₂SO₄ + 2H₂O. Сероводород восстанавливает трехвалентное железо до двухвалентного и часть соединений железа возвращается в исходную форму. Поглощение сероводорода закачанным раствором предотвращает образование сульфида железа и соответственно предотвращается повышение устойчивости водонефтяной эмульсии. Один м³ закачанного раствора (объем при t = 20^оС, Р = 0,1 МПа) может поглотить до 26 м³ кислорода, кроме того, объем поглощения кислорода увеличится при наличии в газе сернистого газа и сероводорода.

Опыты по определению эффективности способа по прототипу и по предлагаемому способу проводились на специальной установке, состоящей из модели пласта и приспособлений, предназначенных для охлаждения, сепарации, сбора и замера нефти, воды и газа, а также отбора проб газа на анализ и отвода газообразных продуктов горения.

Модель пласта представляла собой двухстенную стальную трубу длиной 142 см с внутренним диаметром 100 мм и кожух с внутренним диаметром 240 мм. Модель по всей длине снабжена 12 термопарами для измерения температуры. В кожухе поддерживается температура в пределах 150-160^оС с помощью вмонтированных трубчатых электронагревателей мощностью 2 кВт.

В качестве пористой среды использовали молотый керновый материал Модель пласта насыщали пластовой водой, а затем нефтью с плотностью 0,920 г/см³ и вязкостью 110 МПа˙с.

При моделировании предлагаемого способа (примеры 2-5) до инициирования горения закачивали водные растворы, содержащие 15, 30, 35, 40 мас.% карбамида CO(NH₂)₂ ГОСТ 2081-63 и 6, 12, 14, 16 мас.% двуххлорного железа FeCl₂ ГОСТ 4149-65 соответственно.

Растворы готовили следующим образом.

Первый раствор: в 79 мл дистиллированной воды растворили 15 г карбамида и 6 г двуххлорного железа; второй раствор: в 58 мл дистиллированной воды растворили 30 г карбамида и 12 г двуххлорного железа; третий раствор: в 51 мл дистиллированной воды растворили 35 г карбамида и 14 г двуххлорного железа; четвертый раствор: в 44 мл дистиллированной воды растворили 40 г карбамида и 16 г двуххлорного железа. Кроме названных готовили еще один, содержащий 37 мл дистиллированной воды, 45 г карбамида и 18 г двуххлорного железа, но при таком соотношении компонентов раствор мутный, соединение железа до конца не растворилось.

Было проведено 5 опытов по предлагаемому способу и 1 по известному (прототип).

Полученные результаты приведены в таблице.

Из приведенной таблицы видно, что при снижении концентрации компонентов в растворе ниже нижнего предела (карбамида < 30%, двуххлорного железа < 12% ) снижается эффективность в поглощении и нейтрализации кислых газов горения и избыточного кислорода, а верхний предел (карбамид > 40%, двуххлорное железо > 16%) ограничен растворимостью компонентов в растворе при совместном их присутствии.

При применении предлагаемого способа по сравнению со способом-прототипом изменяется состав извлекаемого газа, состав воды и коэффициент нефтеизвлечения (опыты 3-5). В составе газа понижается содержание кислорода в 4,1 раза, исчезают из него сернистый газ и сероводород, т.е. исключается возможность образования сульфида железа, являющегося стабилизатором водонефтяных эмульсий. В выделенной из модели при применении предлагаемого способа воде реакция среды становится слабощелочной, рН увеличивается с 2,6 до 8,5. Из таблицы также видно, что несмотря на то, что содержание кислых серосодержащих компонентов в воде, полученных в результате растворения кислых газов горения, увеличивается более чем в 4 раза реакция среды остается слабощелочной, что приведет в конечном итоге к снижению коррозии нефтепромыслового оборудования и снижению материальных затрат за счет сокращения ремонтных работ в 2 раза.

Коэффициент нефтеизвлечения по предлагаемому способу увеличился до 81% против 69% по прототипу, т.е. на 9,4%.

Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа разработки нефтяной залежи складывается за счет увеличения коэффициента нефтеизвлечения в среднем на 9,4% и снижения материальных затрат за счет уменьшения коррозионной активности и устойчивости добываемой водонефтяной эмульсии.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки залежи нефти с применением тепловых методов. Цель изобретения - повышение нефтеотдачи пласта за счет выравнивания фронта горения, а также снижение коррозии оборудования и расхода деэмульгатора за счет связывания в пласте кислых газов горения и избыточного кислорода в пласте. Для этого в пласт до инициирования горения через нагнетательную скважину закачивают раствор, содержащий карбамид, двухлорное железо и воду. После закачки раствора переходят к инициированию горения и закачке окислителя, например воздуха. Изобретение позволяет увеличить коэффициент нефтеизвлечения и значительно снизить коррозионную активность и устойчивость добываемой водонефтяной эмульсии. 1 табл.

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ С ПРИМЕНЕНИЕМ ВНУТРИПЛАСТОВОГО ГОРЕНИЯ, включающий инициирование горения в призабойной зоне нагнетательной скважины, закачку через нее окислителя и холодной воды отбор продукции через добывающую скважину, отличающийся тем, что, с целью повышения нефтеотдачи пласта за счет выравнивания фронта горения, а также снижения коррозии оборудования и расхода дезмульгатора за счет связывания кислых газов горения и избыточного кислорода в пласте, в пласт до инициирования горения закачивают водный раствор, содержащий карбамид и двухлорное железо при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Карбамид - 30 - 40
Двухлорное железо - 12 - 16
Вода - 44 - 58