способ разработки нефтяной залежи с применением внутрипластового горения

Формула изобретения

Способ разработки нефтяной залежи с применением внутрипластового горения, включающий закачку оторочки, инициирование горения в призабойной зоне нагнетательной скважины, закачку через нее окислителя и холодной воды и отбор продукции через добывающую скважину, отличающийся тем, что в пласт до инициирования горения в качестве оторочки закачивают 25 26 мас. раствор карбоната калия.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки залежей нефти путем тепловой обработки.

Известен способ разработки нефтяной залежи с применением внутрипластового горения. Способ предусматривает создание очага горения и последующее проталкивание горячей оторочки холодной водой. Очаг горения создается путем инициирования возгорания нефти в призабойной зоне нагнетательной скважины специальным источников тепла при одновременном нагнетании окислителя - воздуха. Далее процесс ведется путем закачки воздуха и воды одновременно или последовательно.

Недостатком этого способа является низкий коэффициент нефтеотдачи из-за неравномерности охвата пласта горением. Кроме того, образующиеся при горении кислые газы, растворяясь в попутно добываемой воде, выщелачивают из коллектора железосодержащие компоненты и вызывают усиленную коррозию нефтепромыслового оборудования. Ионы закисного железа, выщелачиваемые из породы, вступают во взаимодействие с сероводородом, содержащемся в пласте, с образованием сульфида железа, что в свою очередь повышает устойчивость водо-нефтяной эмульсии.

Наиболее близким к предлагаемому является способ разработки нефтяного месторождения, когда до инициирования горения в нагнетательную скважину закачивают пар и воду. Способ позволяет несколько повысить интенсивность процесса разработки повысить захват пласта воздействием и нефтеотдачу. При обработке паром понижается вязкость нефти, а закачка воды выравнивает фронт горения, обеспечивает равномерный охват пласта тепловым воздействием.

Однако кислые газы горения, образующиеся в результате горения, не нейтрализуются закачанным паром и водой. Присутствие в добываемой продукции кислых газов горения и продуктов выщелачивания пород (ионов закисного железа) приводит к образованию устойчивой трудноразрушаемой эмульсии и вызывает интенсивную коррозию нефтепромыслового оборудования.

Целью изобретения является увеличение нефтеотдачи пласта, понижение коррозионной активности добываемой продукции, предотвращение повышения устойчивости водо-нефтяной эмульсии.

Поставленная цель достигается описываемым способом разработки нефтяной залежи с применением внутрипластового горения (ВГ), включающим инициирование горения в призабойной зоне нагнетательной скважины и закачку через нее окислителя и холодной воды и отбор продукции через добывающую скважину, при этом перед инициированием ВГ производят закачку пара и воды.

Новым является то, что в пласт до инициирования горения закачивают 25-26% (мас.) раствор карбоната калия.

Проведенные лабораторные исследования показали, что закачанная до инициирования горения жидкость, представляющая собой раствор карбоната калия, нейтрализует кислые газы горения по реакции



В результате реакции получается хорошо растворимая в воде соль и углекислый газ, растворимость которого значительно выше в нефти, чем в воде. Углекислый газ, растворяясь в нефти, понижает вязкость, увеличивает подвижность ее.

Закачиваемая жидкость имеет щелочную среду. При поглощении кислых газов горения среда сохраняется щелочной до полного разложения введенного в жидкость расчетного карбоната калия.

Объем закачиваемого раствора (V, м³) рассчитывается по формуле:

V = R²hK_пK_нK_выт,

где 3,14; R радиус зоны закачки оторочки, m (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_п коэффициент нефтенасыщения, доли ед.

При движении по пласту такая жидкость не выщелачивает из пласта коллектора ионы железа, тем самым предотвращается образование сульфида железа, повышающего устойчивость эмульсии.

При отборе продукции скважин вместе с жидкостью, имеющей щелочную реакцию среды, скорость коррозии оборудования ниже, чем при добыче водо- нефтяной эмульсии, содержащей растворенные кислые газы горения, в 5-6 раз.

Эффективность предлагаемого способа была проверена в лабораторных условиях путем сопоставления данных, полученных при использовании предлагаемого и известного способов, и проведения экспериментов в идентичных условиях.

Опыты 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 представляет собой двухстенную трубу, длиной 1,2 м, состоящую из внутренней стальной трубы с диаметром 100 мм и кожуха (наружной стальной трубы) с диаметром 240 мм. Внутренняя труба отцентрирована при помощи центраторов. Для устранения теплопотерь кольцевое пространство заполняется теплоизолятором.

В качестве пористой среды использовался несцементированный кварцевый песок фракции менее 0,4 мм. Объем пор 1050 см³. Модель насыщали пластовой водой с плотностью 1,16г/см³, а затем нефтью с плотностью 0,92 г/см³ и вязкостью 110 сПа.

При моделировании предлагаемого способа (примеры 2, 3, 4) до инициирования горения закачивали водные растворы, содержащий 24, 25, 26% (вес) карбоната калия (K₂CO₃) ГОСТ 106960-93.

Растворы готовили стандартным способом. Брали наверху карбоната калия порошок белого цвета, хорошо растворимого в воде и смешивали с пресной водой, перемешивали, получали истинный раствор, готовый к использованию. Было проведено 3 опыта по предлагаемому и 1 по известному (прототип) способам. Полученные результаты приведены в таблице.

При снижении концентрации карбоната калия ниже нижнего предела (25%) снижается эффективность в поглощении кислых газов горения, а верхний предел ограничен практической растворимостью карбоната калия.

Пример 1 (по прототипу).

До инициирования горения закачивали пар в количестве 0,6 объема пор и воду 0,05 объема пор (50 мл). Объем закачки определяется исходя из условий горения. Инициирование процесса внутри пластового горения осуществляли путем разогрева входного конца модели электронагревателем до температуры 320-340^oC при минимальном расходе воздуха. Начало процесса горения определили по скачкообразному движению температуры на входе модели и по составу выходящих газов. После того, как фронт горения вплотную подходил к выходному торцу модели, опыт прекращали.

Пример 2 (по предлагаемому способу).

До инициирования горения в модель закачали 50 мл 24% раствора углекислого калия. Затем инициировали горение и далее опыт продолжали, как в примере 1.

Пример 3 (по предлагаемому способу).

До инициирования горения в модель закачали 50 мл 25% раствора углекислого калия. Затем инициировали горение и далее опыт продолжили, как в примере 1.

Пример 4.

До инициирования горения в модель закачали 50 мл 26% раствора углекислого калия. Затем инициировали горение и далее опыт продолжали, как в примере 1.

Из приведенной таблицы видно, что при применении предложенного способа по сравнению со способом по прототипу увеличивается коэффициент нефтеотдачи на 4,9% понижается реакция среды с сильнокислой до нейтральной, уменьшается скорость коррозии в 7 раз, содержание ионов железа понижается более чем на два порядка.

Технико-экономическая эффективность предложенного способа заключается в том, что при его применении увеличивается количество добытой продукции, понижается скорость коррозии оборудования, предотвращается образование водо-нефтяной эмульсии повышенной стабильности.