Способ термического воздействия на нефтегазовую залежь

Способ термического воздействия на нефтегазовую залежь

Реферат

 

Изобретение относится к добыче нефти с применением тепла, полученного за счет сжигания углеводородов на месте залегания. Цель - повышение эффективности процесса за счет снижения энергозатрат при разработке залежи с естественной газовой шапкой (ГШ) при сохранении от выжигания верхней части ГШ. Способ предусматривает инициирование горения в ГШ путем подачи окислителя с последующей циклической подачей газовоздушной смеси в выжженную область ГШ. Очаг горения создают на расстоянии от газонефтяного контакта, обеспечивающем предотвращение прорыва газа и продуктов горения в нефтенасыщеную часть пласта. Нефть и газ отбирают одновременно через добывающие скважины. По результатам расчетов расстояние от газонефтяного контакта до очага горения в ГШ составляет 120-150 м.

Изобретение относится к добыче нефти путем термического воздействия на пласт и может быть использовано при разработке нефтегазовых залежей с использованием внутрипластового горения. Цель изобретения повышение эффективности процесса. Способ осуществляется следующим образом. В верхней части залежи в области внутреннего контура газоносности бурится одна или несколько нагнетательных скважин, в сводовой и нижней частях залежи добывающие скважины. В нагнетательные скважины закачивают окислитель, например воздух, и инициируют очаг горения известными способами. Расстояние, на котором располагается нагнетательная скважина от ГНК, выбирают так, чтобы образующаяся выжженная область (при однократной или циклической закачке газа) была ограничена первоначальным ГНК. Для чего известными методами предварительно определяют объемы газа и окислителя (воздуха), необходимые для выработки извлекаемых запасов нефти, и в зависимости от параметров пласта (пористости, проницаемости и т.д.) определяют размеры выжженной области в пористой среде. Скоростью подачи окислителя регулируют процесс сгорания так, чтобы очаг горения оставался локализованным областью внутреннего контура газоносности. При этом нефть и газ вытесняются продуктами сгорания газовоздушной смеси и раздельно добываются через добывающие скважины: нефть из нижней части залежи, газ из сводовой части залежи. Затем процесс повторяют закачкой в выжженную область газовой шапки новой порции газа и окислителя, инициируя очаг горения, который также локализуют областью внутреннего контура газоносности. Продукты сгорания новой порции газовоздушной смеси проталкивают последовательно продукты сгорания предыдущей порции, а также нефть и газ к добывающим скважинам. Процесс ведут до полного вытеснения нефти и газа из залежи. Обычно на сжигание 1 м³ газа требуется 5 м³ воздуха, а также при осуществлении метода, сопровождающегося повышением давления и температуры, уменьшение объема газовой фазы в пласте при возрастании давления и увеличение его при повышении температуры имеет одинаковый порядок. Для полного замещения в пласте объем V продуктов сгорания, имеющий тот же порядок, что и исходной газовоздушной смеси, должен составлять V_н объем нефтенасыщенной части залежи, а при отборе пластового газа V_г объем газонасыщенной области, т.е. V=V_н+V_г. Пусть n число циклов закачки газа и окислителя выбирается, исходя из ресурсов газа и темпов разработки конкретного месторождения в соответствии с технологической схемой. Тогда объем образующейся выжженной области в пластах будет равен В пластовых условиях эта величина определяется как V_*= H_гS, S = R²_p-R²_вн, где H_г средняя толщина газонасыщенной части залежи; S площадь кольца в расчетном контуре нагнетания, м³; R_p и R_вн расчетный контур нагнетания и внутренний контур газоносности соответственно, м. Таким образом, Отсюда а расстояние от нагнетательной скважины до внутреннего ГНК R = R_p-R_вн. Пример. Выбрана залежь, имеющая толщину газонасыщенной части 4-8 м, толщину нефтенасыщенной части 2-10 м, площадь во внешнем контуре газоносности 3310⁴ м²; площадь во внутреннем контуре газоносности 0,210⁴ м², объем газонасыщенной части 19010³м³; объем нефтенасыщенной части 210⁶м³. Отсюда внутренний контур газоносности Используя приведенные формулы для контура нагнетания, получим . DR = 152,56-25,2 = 127,36 м. Со стороны газовой шапки на расстоянии 140 м от ГНК в область внутреннего контура газоносности залежи средней пористостью 12% средней проницаемостью 0,3510^-12м², пластовым давлением 12,5 МПа, температурой 307 K закачивают воздух и инициируют очаг горения. Извлекаемые запасы нефти составляют 110 тыс. т, газа 20 тыс.м³. Закачку воздуха производят в объеме 25 тыс.м³, чтобы сжечь 5 тыс.м³ газа. Затем приступают к закачке газа в объеме 5 тыс.м³, после чего приступают к закачке воздуха также в пятикратном объеме и т.д. Цикл повторяют 4 раза с учетом того, что для вытеснения извлекаемых запасов нефти продуктами сгорания общей объем используемого для создания очага горения газа составляет 20 тыс.м³. Дополнительная добыча нефти составляет 7-10 тыс.т, газа 15 тыс.м³.

Формула изобретения

Способ термического воздействия на нефтегазовую залежь, включающий создание локального очага горения в области газовой шапки над газонефтяным контактом путем закачки окислителя, вытеснения нефти продуктами сгорания, циклическую закачку газовоздушной смеси в предварительно выжженную область газовой шапки и отбор нефти из нефтенасыщенной части залежи, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности процесса, определяют положение внутреннего контура газоносности, создают локальный очаг горения в области внутреннего контура газоносности со стороны газовой шапки на расстоянии от газонефтяного контакта, обеспечивающем барьер между газовой шапкой и нефтенасыщенной частью залежи, после чего одновременно с отбором нефти осуществляют отбор газа из газовой шапки.