способ разработки нефтяной залежи с применением внутрипластового горения

Формула изобретения

Способ разработки нефтяной залежи с применением внутрипластового горения, включающий закачку раствора химреагента, иницирование горения в призабойной зоне нагнетательной скважины, затем закачку через нее окислителя и холодной воды и отбор продукции через добывающие скважины, отличающийся тем, что в пласт до инициирования горения закачивают 29 30%-ный раствор углекислого аммония.

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 [1]

Недостатком этого способа является неравномерный охват пласта горением, добываемая водо-нефтяная эмульсия характеризуется повышенной стабильностью и высокой коррозионной активностью.

Наиболее близким к предлагаемому является способ разработки нефтяной залежи [2] Способ предусматривает перед инициированием горения закачку в пласт раствора нитрата железа. При этом снижается температура поджога углеводородов, увеличивается скорость распространения подземного фронта горения и незначительно повышается нефтеотдача пласта.

Однако при этом добываемая водо-нефтяная эмульсия характеризуется повышенной стабильностью и высокой коррозионной активностью.

Целью изобретения является повышение нефтеотдачи пласта, понижение коррозионной активности добываемой продукции и предотвращение повышения стабильности водо-нефтяной эмульсии.

Цель достигается описываемым способом разработки нефтяной залежи с применением внутрипластового горения, включающим закачку раствора химреагента, инициирование горения, включающим закачку раствора химреагента, инициирование горения в призабойной зоне нагнетательной скважины, затем закачку через нее окислителя и холодной воды и отбор продукции через добывающие скважины.

Новым является то, что в пласт до инициирования горения закачивают 29-30% раствор углекислого аммония.

Лабораторные исследования показали, что закачка углекислого аммония перед инициированием внутрипластового горения позволяет значительно снизить содержание в добываемой продукции кислых газов горения, что снижает коррозионную активность добываемой продукции, а также повысить нефтеотдачу пласта за счет образования углекислого газа и растворения его в добываемой нефти.

Предложенный способ в промысловых условиях осуществляется следующим образом: до инициирования горения закачивается 29-30% раствор углекислого аммония.

Объем закачиваемого раствора рассчитывается по формуле:

V pRhK_пK_нK_выт,

где: р 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 общеизвестным операциям по применению способа внутрипластового горения.

Механизм процессов, происходящих в пласте при осуществлении предлагаемого способа, можно представить следующим образом. В процессе горения в пласте образуется кислые газы горения (сероводород, сернистые и серные газы), которые растворяются в зоне конденсации пара и легких углеводородов, образуя тем самым оторочку кислых коррозионно агрессивных вод. Кислые воды по мере продвижения по пласту выщелачивают железосодержащие минералы. Ионы железа в виде сульфида и окислов железа накапливаются на границе раздела вода-нефть (на бронирующейся оболочке) и тем самым повышают стабильность добываемой водо-нефтяной эмульсии, что приводит к дополнительным затратам (расход деэмульгатора) на промыслах при разделении ее на нефть и воду. Раствор углекислого аммония закачиваемый по предлагаемому способу в пласт до инициирования внутрипластового горения, является активным поглотителем сернистого, серного газов и сероводорода. Содержание серного газа в кислых газах горения на 2 и более порядка выше, чем других. Нейтрализация кислых газов горения происходит по следующей реакции:

(NH₄)2CO₃ + SO₃ (NH₄)2SO₄ + CO₂

Растворимость углекислого газа в нефти значительно выше, чем в воде, поэтому основная часть углекислого газа растворяется в нефти, понижает ее вязкость, повышает ее подвижность.

Слабощелочная или нейтральная оторочка не выщелачивает из пласта коллектора соединения железа.

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 поддерживали температуру в пределах 150-160^oC с помощью вмонтированных трубчатых электронагревателей мощностью 2 кВт.

В качестве пористой среды использовали молотый керновый материал. Модель пласта насыщали пластовой водой плотностью 1,16 г/см³, а затем нефтью с плотностью 0,915 г/см³ и вязкостью 109 ПМаС.

При моделировании способа по прототипу (пример 1) до инициирования горения закачали 0,05 поровых объемов раствора нитрата железа, а при моделировании предлагаемого способа (примеры 2-4 до инициирования горения также закачивали 0,05 поровых объемов растворов содержащих (28-30) мас. углекислого аммония NH₄2CO₃ (СТУ 71-Х-21-92).

Углекислый аммоний, белый порошок, хорошо растворимый в воде. При приготовлении раствора высыпали необходимое количество соли в дистиллированную воду, перемешивали, получали истинный раствор, готовый к применению. Нами было проведено 3 опыта по предлагаемому и 1 по известному (прототипу) способам.

Пример 1 (по прототипу). В модель до инициирования горения закачали 0,05 поровых объемов 25% раствора нитрата железа. Инициирование процесса внутрипластового горения осуществили 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 подошел к выходному торцу модели, опыт прекращали.

Пример 2 (по предлагаемому способу). До инициирования горения в модель закачали 0,05 поровых объемов 28% водного раствора углекислого аммония. Затем инициировали внутрипластовое горение и далее опыт продолжали, как в примере 1.

Пример 3 (по предлагаемому способу). До инициирования горения в модель закачали 0,05 поровых объемов 29% водного раствора углекислого аммония. Затем инициировали внутрипластовое горение и опыт продолжали, как в примере 1.

Пример 4 (по предлагаемому способу). До инициирования горения в модель закачали 0,05 поровых объемов 30% водного раствора углекислого аммония. Затем инициировали внутрипластовое горение и далее опыт продолжали, как в примере 1.

Оптимальные концентрации растворов углекислого аммония 29-30% определились тем, что при снижении концентрации нижнего предела 29% снижается эффективность в поглощении кислых газов горения, а верхний предел ограничен практической растворимостью углекислого аммония.

Из выделенной при проведении опыта продукции отделили нефть и воду. Для определения коэффициента нефтеизвлечения измерили объем выделенной нефти. В водной фазе определили реакцию среды (pH) содержание сульфато-сульфидных соединений, железа и скорость коррозии стали. Результаты исследований приведены в таблице. Из приведенных данных видно, что при применении способа по прототипу коэффициент нефтеизвлечения на 5% ниже чем по предлагаемому. Вода, выделенная из эмульсии при применении способа по прототипу, имеет сильно кислую среду и содержит до 500 мг ионов железа. Столь высокое содержание ионов железа приводит к повышению стабильности водонефтяной эмульсии и к увеличению расхода деэмульготора при ее разрушении. Скорость коррозии при применении способа по прототипу выше на порядок и более, чем при применении предлагаемого способа.

Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа разработки нефтяной залежи складывается за счет увеличения коэффициента нефтеизвлечения на 5% многократного снижения коррозионной активности добываемой продукции и уменьшения расхода деэмульгатора за счет понижения стабильности добываемой водо-нефтяной эмульсии.