способ циклического воздействия парогазовым теплоносителем на призабойную зону пласта с вязкой нефтью

Формула изобретения

Способ циклического воздействия парогазовым теплоносителем на призабойную зону пласта с вязкой нефтью, включающий закачку через скважину расчетного количества парогазового теплоносителя, содержащего водяной пар, растворимый в нефти газ и неконденсирующийся газ, и последующий отбор продукции скважины, отличающийся тем, что парогазовый теплоноситель вырабатывают с таким составом, что в газообразной неконденсирующейся фазе его содержится свободный кислород, причем, когда температура в призабойной зоне превышает температуру парогаза на забое скважины, максимальную мольную концентрацию кислорода поддерживают в пределах, определяемых соотношением:



где Х₀₂ - мольная концентрация кислорода в парогазе, доли единицы;

М_пг - масса парогаза, вырабатываемого парогенератором при сжигании 1 кг топлива, кг;

i - удельное теплосодержание парогаза при температуре в призабойной зоне пласта, ккал/кг;

i₃ - удельное теплосодержание парогаза на забое скважины, ккал/кг;

h - эффективная толщина пласта, м;

А - предэкспеоненциальный множитель в уравнении для скорости реакции жидкофазного окисления нефти

Е - энергия активации реакции жидкофазного окисления нефти, ккал/моль;

R - универсальная газовая постоянная, ккал/моль К;

Т - температура в призабойной зоне пласта, К;

е - основание натуральных логарифмов.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области добычи высоковязких нефтей термическими методами.

Тепловые циклические обработки призабойных зон скважин широко применяются в нефтяной промышленности для интенсификации добычи тяжелых вязких нефтей. Известен процесс теплового циклического воздействия III, который включает три последовательные фазы, образующие цикл. При необходимости он может быть повторен.

Фаза нагнетания теплоносителя

В течение этой фазы через скважину в призабойную зону пласта закачивают определенное количество теплоносителя. В результате в продуктивном пласте в окрестности ствола скважины образуется нагретая область радиусом r_h с температурой t > t₀ (t₀ - начальная температура пласта).

Фаза капиллярной пропитки

В течение этой фазы скважина закрыта, продолжается передача тепла от теплоносителя к коллектору нефти.

Фаза извлечения нефти

Скважина вводится в эксплуатацию фонтанным или глубинно-насосным способом. Уровень добычи нефти заметно превышает уровень ее добычи до нагнетания теплоносителя. При прочих равных условиях степень увеличения продуктивности скважины тем больше, чем больше радиус прогретой зоны r_h, и чем выше ее температура t.

Чаще всего в качестве теплоносителя используют водяной пар со степенью сухости 0,7 - 0,8. Однако на истощенных месторождениях пароциклические обработки становятся неэффективными вследствие быстрого исчезновения механической энергии в результате конденсации пара.

На истощенных месторождениях большая эффективность достигается применением парогазового теплоносителя [1, 2], который получают либо в специальных устройствах - парогазогенераторах, либо путем сочетания нагнетания газов различного компонентного состава с помощью компрессора и водяного пара, вырабатываемого парогенератором. В этом случае механическая энергия неконденсирующихся газов используется для проталкивания нефти к забою скважин, увеличивая продолжительность фазы эффективного извлечения нефти.

Известен также способ интенсификации добычи нефти [3], включающий нагрев породы вокруг добывающей скважины, причем перед нагревом породы в продуктивный пласт закачивают газ и создают вокруг скважины оторочку с содержанием газа в порах выше предельно возможной для его обратной фильтрации к скважине, а после прогрева породы и выдержки скважины закрытой осуществляют регулируемый отбор из скважины закаченного пара и пластовых флюидов.

Существенным недостатком традиционной технологии тепловых циклических обработок является низкий коэффициент теплоиспользования, который равен отношению количества тепла, накопленного в пласте, к количеству тепла, введенному в скважину на устье, так как значительное количество тепла теряется в окружающие породы при движении теплоносителя по стволу скважины. Величина тепловых потерь пропорциональна глубине скважины и разности температур теплоносителя и окружающих скважину пород. Считается, что при глубине залегания пласта свыше 600 м тепловые обработки становятся неэффективными.

За прототип предполагаемого изобретения принят способ циклического воздействия парогазовым теплоносителем [4], включающий закачку через скважину расчетного количества парогазового теплоносителя, содержащего водяной пар, растворимый в нефти газ и неконденсирующийся газ, осуществляемую поэтапно, и последующий отбор продукции скважины, причем содержание водяного пара в парогазовом теплоносителе в каждом этапе закачки от первого к последующему прямо пропорционально увеличивают, при этом после последнего этапа закачки парогазового теплоносителя осуществляют закачку воды в виде оторочки, обеспечивающей радиус охвата тепловым воздействием, равный 10-15% от общего радиуса теплового воздействия.

Однако этот способ имеет тот же недостаток, что и любая традиционная технология, т.е. низкий коэффициент теплоиспользования.

Задачей заявляемого изобретения является создание способа парогазоциклической обработки призабойных зон скважин, обладающего более высокой энергетической и технологической эффективностью.

Сущность заявляемого изобретения заключается в том, что производится циклическое воздействие на призабойную зону с вязкой нефтью, включающее закачку через скважину расчетного количества парогазового теплоносителя, содержащего водяной пар, растворимый в нефти газ и неконденсирующийся газ, и последующий отбор продукции скважины. Парогазовый теплоноситель вырабатывают с таким составом, что в газообразной неконденсирующейся фазе его содержится свободный кислород, причем, когда температура в призабойной зоне пласта начинает превышать температуру парогаза на забое скважины, максимальную концентрацию кислорода в парогазе поддерживают на уровне, определяемом соотношением:



где X₀₂ - мольная концентрация кислорода в парогазе, доли единицы;

M_пг - масса парогаза, вырабатываемого парогенератором при сжигании 1 кг топлива, кг;

i - удельное теплосодержание парогаза при температуре в призабойной зоне пласта, ккал/кг;

i₃ - удельное теплосодержание парогаза на забое скважины, ккал/кг;

h - эффективная толщина пласта, м;

A - предэкспоненциальный множитель в уравнении для скорости реакции жидкофазного окисления нефти,

E - энергия активации реакции жидкофазного окисления нефти, ккал/моль;

R - универсальная газовая постоянная, ккал/мольK;

T - температура в призабойной зоне пласта, K;

e - основание натуральных логарифмов.

Свободный кислород вступает в реакцию жидкофазного окисления с пластовой нефтью с выделением дополнительного (к вводимому с парогазом) тепла непосредственно в пласте. Так как скорость реакции окисления сильно зависит от температуры, то основное тепловыделение локализуется в прогреваемой призабойной зоне скважин, повышая энергетическую и технологическую эффективность процесса парогазоциклической обработки.

Приведенное ограничение концентрации кислорода позволяет предотвратить переход реакции жидкофазного окисления в процесс неуправляемого внутрипластового горения нефти и превращает призабойную зону в генератор тепловой энергии с регулируемой температурой. В данном случае процесс внутрипластового горения нефти нежелателен, т. к. при нем температура поднимается до слишком высоких значений, опасных для эксплуатационной колонны скважины.

Отличительной особенностью заявляемого способа является то, что с целью повышения энергетической и технологической эффективности парогазоциклического воздействия на призабойную зону скважин за счет дополнительного выделения тепла в призабойной зоне в результате жидкофазного окисления нефти парогазовый теплоноситель вырабатывают с таким составом, что в газообразной неконденсирующейся фазе его содержится свободный кислород, причем, когда температура в призабойной зоне пласта начинает превышать температуру парогаза на забое скважины, максимальную мольную концентрацию кислорода поддерживают в пределах, определяемых соотношением:



Преимущество заявляемого способа перед прототипом покажем расчетом температурного поля в призабойной зоне пласта толщиной h = 5 м, залегающего на глубине 700 м, при нагнетании в скважину парогаза по двум вариантам:

- с содержанием в газовой фазе кислорода с мольной концентрацией 0,1079 (заявляемый способ);

- без содержания кислорода (прототип).

В таблице 1 приводятся параметры парогазового теплоносителя на устье и забое скважины для обоих вариантов.

Как видно из таблицы 1, тепловые потери по стволу скважины составляют около 70% от вводимого на устье скважины тепла.

На чертеже представлены результаты расчета температурного поля пласта в призабойной зоне скважины при нагнетании в нее 328,32 т парогаза в течение 288 часов. Пунктирной линией показано распределение температуры при нагнетании парогаза без содержания кислорода, т.е. по технологии прототипа. В этом случае радиус прогретой зоны равен 5,5 м, а температура в прогретой зоне не превышает 65^oC. Количество тепла, накопленного в прогретой зоне, равно 6851600 ккал, количество тепла, введенного в скважину, составляет 48912460 ккал. Таким образом, коэффициент теплоиспользования для технологии прототипа равен:



Сплошными линиями на чертеже показано распределение температуры в призабойной зоне скважины при нагнетании в нее парогаза с мольным содержанием кислорода 0,1079 (заявляемый способ) для трех значений времени: 132, 204 и 288 часов. Изменение температуры во времени и характер ее распределения позволяет выделить в призабойной зоне три области. Сплошными линиями на рис. 1 показано распределение температуры в призабойной зоне скважины при нагнетании в нее парогаза с мольным содержанием кислорода 0,1079 (заявляемый способ) для трех значений времени: 132, 204 и 288 часов. Изменение температуры во времени и характер ее распределения позволяет выделить в призабойной зоне три области:

- область 1 с приблизительно постоянной температурой, равной температуре нагнетаемого парогаза (на расстоянии до 2 м от ствола скважины). В этой области реакция жидкофазного окисления протекает медленно, скорость генерации тепла мала;

- область 2 интенсивной генерации тепла в результате быстрого протекания реакции жидкофазного окисления нефти (в интервале 2-3 м от ствола скважины), благодаря тому, что в нагнетаемом парогазе выдерживается ограничительное соотношение по концентрации кислорода:



Область максимальной температуры находится от ствола скважины на расстоянии 3 м, а процесс генерации тепла протекает при температуре, не превышающей 200^oC, т.е. реализуются безопасные для конструкции скважины условия;

- область 3 пласта, прогреваемая генерируемым в области 2 теплом посредством его конвективного переноса. В этой области реакции жидкофазного окисления не идут, т.к. концентрация кислорода равна 0, кислород полностью расходуется в областях 1 и 2.

Генерация тепла в результате жидкофазного окисления пластовой нефти позволяет прогреть пласт на значительно большую глубину и до более высокой температуры, чем по технологии, предусмотренной прототипом.

Так, для рассматриваемого примера по технологии заявляемого способа:

- радиус прогретой зоны превышает 7 м;

- максимальная температура прогретой зоны достигает 189^oC;

- количество введенного в скважину тепла - 48905890 ккал;

- количество накопленного в пласте тепла - 32172257 ккал;

- коэффициент теплоиспользования:

То есть у заявляемого способа коэффициент теплоиспользования в 4,7 раза выше, чем у прототипа.

Кроме этого, поскольку дебит нефти скважины в фазе извлечения нефти возрастает с увеличением радиуса прогретой зоны и ее температуры, дополнительная добыча нефти от парогазоциклической обработки по заявляемому способу (т. е. технологическая эффективность) будет значительно выше, чем у прототипа.

Предлагаемая технология может найти применение практически во всех нефтегазодобывающих регионах России. Она позволит сократить почти в 5 раз энергетические затраты на добычу дополнительной нефти по сравнению с известными технологиями.

Источники, принятые во внимание при экспертизе

1. Бурже Ж., Сурио П., Комбарну М. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов. М., Недра, 1988.

2. Байбаков Н.К., Гарушев А.Р. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. М., Недра, 1988.

3. Патент Российской Федерации N 2066744, E 21 B 43/42 (43/27).

4. Патент Российской Федерации N 1800007, E 21 B 43/24.