Способ разработки нефтяного месторождения

Способ разработки нефтяного месторождения

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (19) (11) (gg}5 Е 21 В 43/243 43/24

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

tl lIB TCPCH0Hll CBHBBTBllBCTBV

Ф

/ р

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР (21) 4485050/03 (22) 15.08.88 (46) 30. 04 . 91 ° Бюл . 1» (71) Казахский межотраслевой научнотехнический центр "СВС" (72) Г.И.Ксандопуло, В.А.Иванов, А.A.Сагиндыков, Ю.В.Антипов, В.А.Симонов, W.À.Êîøêèíoâ и А.Мурзагалпев (53) 622.276 (088.8) (56) Майнцер Т.Я. Обзор патентов по термическим способам добычи нефти.

Сер. "Добыча". М.: ВНИИОЭНГ, 1970, с. 42-43. (54) СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОР О). (Д Е НИЯ (57) Изобретение относится к нефтедобывающей пром-сти. Цель — повышение нефтеотдачи пластов и увеличение устойчивости фронта горения. В пласте

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для увеличения коэффициента нефтеотдачи пластов при разработкее месторождений методом внутрипластового горения нефти.

Целью изобретения является повышение нефтеотдачи пластов и увеличение у тойчивости фронта горения,, Сущность способа заключается в том, что тепло выжженной эоны пласта с физико-химической точки зрения целесообразно использовать не только для испарения воды (чисто теплотехнический прием), но и для энло-ермичес т, l

2

М осуществляют инициирование фронта горения, Через нагпетательпые скважины эакачивают воздух и жидкий теплоноситель, в качестве которого используют 50-65Х-ный водный раствор нитрата аммония. Фронт горения перемещают от нагнетательных скважин k добывающим.

Разложение нитрата аммония начинает о происходить при ч-ре выше 210 С, что всегда достижимо в условиях выжженной эоны тепловой волны сверхвлажного внутрипластового горения, Эффект от использования данного способа обуславливается повышением кол-ва добываемой нефти эа счет реагентной интенсификации ннутрипластового горения при закачке в пласт в качестве тепло- 1 носителя раствора нитрата аммония.

1 табл. кого "запуска" реакции разложения нитрата аммония, сопровождающейся в дальнейшем выдел нием тепла, и, самое главное, веществ, ускоряюппи внутрипластовое горение монооксида а зота и кисл ор ода (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

1645475 или во фронте горения, то выделившиеся при этом кислород и окислы азота активно воздействуют на зону горения, что выражается в повышении устойчинос- 5 ти распространения фронта горения, температура которого значительно нь . ше, чем при закачке в пласт воды н том же количестве, Сохранение водовоэдушного отношения на том же уровне 1р позволяет эффективно перебрасывать тепло из выжженной эоны в область впереди фронта горения, что позволяет прогревать нефтенасыщенную породу перед фронтом горения на значительном 15 от него расстоянии.

Воэможность осуществления данного способа подтверждена лабораторными экспериментами. В лабсраторных экспериментах использовали нефтенасыщенный 20 ,коллектор месторождения. Нефтенасыщенность керноного материала составила 41,2Х. Характеристики нефти: плот" ность 943 кг/м, вязкость 1100 мЛа с (20 С). 25

Порода представляет собой смесь несцементиронанных песчаников, песков и алевролитов с основным содержанием (90 мас.7) фракции 0,05-0,25 мм. Рлнералогический состав, мас. Ж: кварц

30, полевые шпаты 25, обломки пороы 45.

Эксперименты проводили на лабораторной установке высокого давления, оснонной частью которой является кер35 нодержатель, выполненный в виде теплообменника типа "труба в трубе".

Кернодержатель представляет собой тонкостенную трубу с внутренним диа— метром 50 мм (толщина стенки 1,5 мм), 40 которая помещена в толстостенный кожух. Давление в кожухе и внутри кернодержателя 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 ми. Кернодержатель снабжен по оси термопарным карманом, Кернодержатель загружался нефтенасышен55 ной породой. Инициирование процесса горения проводили с помощью твердого топлива, помещенного н верхнюю часть кернодержателя. В качестве твердого топлива испольэовали кокс или углещелочной реагент. Воспламенение твердого топлива пронодили с использованием химических реагентов. Температуру теплоной волны и скорость ее распространения фиксировали с помощью четырех стационарно расположенных термопар, Давление воздуха в кернодержателе было постоянным для всех опытов и составляло 2,0 ИПа. Использование н качестве теплоносителя водного раствора нитрата аммония с концентрацией ниже

50K приводит к ухудшению показателей процесса — снижается температура фронта горения и коэффициент вытеснения нефти (см. таблицу) . Применение раствора нитрата аммония с концентрацией выше 657 затруднено иэ-за плохой растворимости реагента при дальнейшем повьш ении его содержания н растворе, Пример 1. Кернодержатель набивался материалом коллектора . В верхнюю часть кернодержателя помещали заряд твердого топлива и химический реагент для инициирования процесса горения. Затеи в модель пласта подавался воздух с расходом 0,36 м /ч. При прокачинании 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 мз/нм . Образующийся вначале процесса высокотемпературный фронт с температурой 490520 С по мере нагнетания в модель воды носит затухающий характер и температура в конце проведения эксперимента составила 120-200 С. Проведенные параллельно эксперименты указывают на крайне неустойчивый режим горения с большиии по амплитуде колебаниями температуры в тепловой волне.

Коэффициент использования. кислорода не превышает 457. Скорость распространения тепловой волны также значительно изменяется в ходе проведения опыта .. Достигнутый коэффициент вытеснения нефти из модели пласта составляет 24,5-42,0Х.

Пример 2. Эксперимент проводился аналогично примеру 1. Вместо

5 164 54 воды в модевь в качестве теплоносителя поданался 507,-ный водный раствор нитрата аммония . Отношение объема закачиваемого раствора нитрата аммония к объему нагнетаемого воздуха соста5 вило 1,25 ° 10 м /нмз. В ходе эксперимента наблюдалось обра зова ние ус-! тойчивого фронта горения с температурой 505-520 С. При этом происходило снижение колебаний температуры в тепловой волне и стабил ация скорости распространения фронта горения. КсэФ1 фициент использования кислорода ранен

74,6Т. Коэффициент вытеснения нефти 15 составил 70,0Z.

Пример 3. Эксперимент проводился аналогично примерам 1 и 2. При этом в модель пласта закачивался 657ный водный раствор нитрата аммония с отношением объема закачиваемого раствора к объему нагнетаемого воздуха

1,50 10 м /нм . Образуется устойчивый Фронт горения с температурой 515520 С. Коэффициент использования кисо лорода составил 887 при коэффициенте вытеснения нефти 76, 97..

Пример ы 4-7. Эксперименты проводились аналогично примерам 1 и

2 с той разницей, что в качестве теп- 30 лоносителя испольэовали водные растворы нитрата аммония различной концентрации. Результаты экспериментов приведены в таблице.

Таким образом, лабораторные эксперименты свидетельствуют о воэможности повышения устойчивости фронта внутрипластового горения и интенсификации добычи нефти.

Таким образом, предлагаемый способ 4О по сра внению с пр ототипом позволя ет

75 6 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 больmoro количества теплоносителя не снижает температуру фронта горения, что наблюдается при осуществлении процесса сверхвлажного горения нефти и позволяет вести добычу нефти с высоким коэффициентом вытеснения (70,0-76,9X) °

Эффект обуславливается повышением количества добываемой нефти за счет реагентной интенсификации внутрипластового горения при закачке в пласт в качестве теплоносителя раствора нит- рата 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 и за бр ет ения

Способ разработки нефтяного месторождения, включающий инициирование фронта горения в пласте, эакачку 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 50-657 †н водный раствор нитрата аммония.

164 54 75

Влияние ко центра ции закачиваемого раствора нитрата аммония на показатели процесса внутрипластового горения нефти месторождения

Коэффициент выОтнощение объема заКонцентраПример

Г1 ция на гнетаемого ра теснения нефти, У. качиваемого

Идет га- 40,0 шение

5Р, 10-з

10 процесса горения

1,45 -1P з 430-440 49,0

1 53.10-з 470 500 52 4

53 . 10- э 510 520 59 4

30

Составитель В.Кощкин

Редактор Ю.Середа Техред М.Дидык Корректор A.Об бручар

Заказ 1330

Тираж 382

Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5

Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул, Гагарина, 101 створа нит рата аммония, 7, раствора к объему воздуха,м /нм

Температура фронта горения, ОС