СПОСОБ СОЗДАНИЯ ОЧАГА ГОРЕНИЯ В НЕФТЯНОМ ПЛАСТЕ
METHOD OF CREATING COMBUSTION SOURCE IN OIL RESERVOIR

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяной залежи с применением внутрипластового горения.
Известен способ разработки нефтяного месторождения, включающий нагнетание кислородсодержащей смеси через нагнетательную скважину и создание в пласте зоны окисления нефти. При температуре пласта выше 65°C создается зона окисления с радиусом не менее радиуса зоны полного потребления кислорода в пласте при перемещении зоны окисления по направлению к добывающей скважине (патент РФ №2193421, E21B 43/24, 10.10.1999). Недостатком данного способа является невозможность применения метода на месторождениях с температурой ниже 65°C, а также большая вероятность отсутствия самовоспламенения и при температуре от 65°C до 85°C.
При отсутствии самовоспламенения для инициирования внутрипластового горения обычно используется электропрогрев призабойной зоны пласта, что эффективно только на неглубоких месторождениях с малой мощностью пластов, либо закачку теплоносителя, например пара, либо термохимическую обработку скважины с применением различных химически активных систем (патент США №3747679, кл. E21B 43/26, 1973, патент США №4078612, кл. E21B 43/00, 1978, а.с. №640023, кл. E21B 43/24, 1978).
Известен способ создания очага горения в нефтяном пласте (а.с. №99447, опубл. в БИ №12 за 1954 г.), согласно которому призабойную зону нагнетательной скважины нагревают до температуры, превышающей температуру воспламенения газовоздушной смеси, затем тепло призабойной зоны переносят вглубь пласта путем закачки холодного воздуха. После чего нагнетают в пласт газовоздушную смесь, которая зажигает жидкие углеводороды при соприкосновении с нагретой породой пласта, и продолжает гореть со скоростью и температурой, определяемыми качеством и количеством нагнетаемой смеси. Недостатком способа является охлаждение первоначально нагретой призабойной зоны пласта закачиваемым холодным воздухом, а также повышенная взрывоопасность процесса, связанная с использованием легковоспламеняющейся газовоздушной смеси, что требует применение повышенных мер безопасности, а также влечет за собой дополнительные материальные затраты.
Наиболее близким к предлагаемому способу является способ создания в нефтяном пласте очага горения, согласно которому призабойная зона пласта подвергается предварительному нагреву паром, затем с потоком пара в пласт подают льняное масло и далее подают воздух. Пар смешивается с воздухом и происходит самовоспламенение льняного масла (патент США №3379254, кл. 166-38, 1968 г.). Недостатком указанного способа является снижение количества топлива в призабойной зоне пласта за счет закачки пара, при конденсации которого возрастает водонасыщенность и уменьшается поверхность контакта нефти и масла с закачиваемым окислителем, что особенно проявляется для низкопроницаемых и низкопористых коллекторов.
Для преодоления данного недостатка предложен способ чередования паротепловых обработок ПЗП с периодической работой скважины на излив или после прекращения самостоятельного фонтанирования оставшуюся разогретую нефть или битум извлекают каким-либо известным способом, например компрессорным. Операции по снижению давления в призабойной зоне и отбору нефти или битума осуществляют для увеличения приемистости нагнетательной скважины, а также для создания определенной нефтенасыщенности в выработанной после нагнетания пара и воздуха части пласта (патент РФ №2417307, E21B 43/243, 2009 г.). Недостатком данного изобретения является сложность технической реализации циклического отбора нефтепродуктов при высокой температуре, необходимость использования специального оборудования.
С учетом того, что существующие методы прогрева прискважинного пространства не дают ожидаемого эффекта самовоспламенения нефти, задачей настоящего изобретения является возможность распространения внутрипластового горения на месторождения, пластовая температура которых недостаточна для самовоспламенения нефти, с возможностью сочетания закачки теплоносителя и реакционно-активного вещества.
Поставленная задача в способе создания очага горения в нефтяном пласте, включающем предварительный прогрев призабойной зоны пласта вокруг нагнетательной скважины и последующие подачу в пласт горючего материала и окислителя решается тем, что прогрев призабойной зоны пласта нагнетательной скважины до температуры, достаточной для самовоспламенения горючего материала при контакте с окислителем, производится путем нагрева горючего материала до его подачи в призабойную зону скважины, а в качестве горючего материала используют растительное масло, углеводороды или их смесь.
Дополнительно предусмотрена возможность подачи инертного газа перед подачей окислителя.
Возможность достижения поставленной задачи в заявленном способе обусловлена использованием в качестве горючего материала, например растительного масла в качестве высокотемпературного теплоносителя, нагреваемого без доступа воздуха до температуры 300°C, а затем закачкой нагретого масла, углеводородов (нефти) или их смеси в пласт для прогрева призабойной зоны пласта, очистки ПЗП от асфальто-смолистых веществ и увеличению реакционной активности системы при последующем контакте горючего материала с окислителем (воздухом). В целях обеспечения безопасности возможна дополнительная закачка в пласт инертного газа (например, азота) перед началом закачки воздуха в целях продавливания масла в пласт, создания буферной системы и предотвращения контакта кислорода с маслом в скважине.
Изобретение иллюстрируется одной из возможных схем реализации предлагаемого способа (фиг. 1), а также графиками теплопотерь по стволу скважины (фиг. 2) и в призабойной зоне (фиг. 3).
В общем виде схема реализации способа выглядит следующим образом. Углеводородная жидкость (возможно использование растительных масел, а также легкой нефти, или легких нефтяных фракций) из накопительной емкости 1 поступает через насос 2, создающий необходимое давление, в проточный нагреватель 3; далее нагретая жидкость через задвижку 4 подается по колонне насосно-компрессорных труб 5 в призабойную зону пласта 6 под давлением ниже давления гидроразрыва пласта. После закрытия задвижки 4 инертный газ (азот) от источника азота, в качестве которого может выступать азотный компрессор, поступает по трубе 7 в колонну насосно-компрессорных труб 5 и в призабойную зону пласта 6. После продавки жидкости и пластовой нефти азотом, окислитель (воздух) от источника воздуха, в качестве которого может выступать воздушный компрессор, поступает по трубе 8 в колонну насосно-компрессорных труб 5 и в призабойную зону пласта 6 для создания очага внутрипластового горения и дальнейшей реализации заявленной технологии внутрипластового горения.
Ниже представлен пример возможной реализации предлагаемого способа с указанием фактических параметров технологического процесса.
3
Имеется низкопроницаемое нефтяное месторождение с карбонатным каверно-порово-трещиноватым коллектором с глубиной залегания нефтяных пластов 2300 м, с пластовой температурой 56°C и давлением 180 атм на забое скважины, выбранной в качестве нагнетательной. Нефтенасыщенность составляет 85%, нефть средней вязкости - 0,01 Па*с, плотность - 840 кг/м, общая нефтенасыщенная толщина составляет 30 м. Для данного месторождения экспериментально получено отсутствие эффекта самовоспламенения нефти при контакте с воздухом в пластовых условиях.
3
В качестве теплоносителя используется льняное масло в объеме 30 м. Масло перекачивается насосом создающим давление 70 атм, достаточное для закачки масла в пласт. После насоса масло нагревается в проточном нагревателе без доступа воздуха до температуры 300°C и по НКТ подается в пласт. Время подачи масла - 24 ч.
Распределение температуры нагнетаемой жидкости с учетом теплопотерь рассчитывали по формуле (1) (Желтов Ю.В., Кудинов В.Н., Малофеев Г.Е. «Разработка сложнопостроенных месторождений высоковязкой нефти в карбонатных коллекторах», 2011):
ж
ж
ж
где: β=β(t)=πk(t)/qcρ;
0
y
θ и T - среднегодовая температура на поверхности земли и температура нагнетаемой жидкости на устье скважины, °C;
0
T - температура пласта, °C;
ж
ж
ж
3
3
q - расход жидкости м/с, с и ρ - средние теплоемкость, Дж/(кг K) и плотность жидкости, кг/м, соответственно;
Н - глубина скважины, м;
k(t) - линейный коэффициент теплопередачи через сложную цилиндрическую стенку скважины. Для данного примера k(t) рассчитывают по следующей формуле:
2
где: α - коэффициент теплоотдачи, Дж/(м с K) от жидкости внутренней стенке нагнетательных труб;
1
2
λ - коэффициент теплопроводности среды, заключенной в цилиндрический слой между диаметрами d (колонна НКТ) и d (скважина);
п
λ - коэффициент теплопроводности горных пород;
t
t
2
r - условный радиус теплового влияния: r≈√4at, где a - средний по литологическому разрезу коэффициент температуропроводности пород, м/с.
Теплопотери по стволу скважины, рассчитанные по формуле (1), не превышают 110°C (Фиг 2).
После подачи в пласт горячего масла осуществляется закачка азота в объеме, достаточном для задавливания всего объема масла в пласт. Расчет температуры пласта производили по формуле (2) (Желтов Ю.В., Кудинов В.Н., Малофеев Г.Е. «Разработка сложнопостроенных месторождений высоковязкой нефти в карбонатных коллекторах», 2011):
<mrow><mi>ξ</mi><mo>=</mo><mfrac><mrow><mn>4</mn><mi>π</mi><mi>λ</mi><msup><mi>r</mi><mn>2</mn></msup></mrow><mrow><mi>h</mi><mi>q</mi><msub><mi>ρ</mi><mi>ж</mi></msub><msub><mi>c</mi><mi>ж</mi></msub></mrow></mfrac></mrow>
<mrow><mi>τ</mi><mo>=</mo><mfrac><mrow><mn>4</mn><mi>π</mi><mi>λ</mi><mi>t</mi></mrow><mrow><msub><mi>ρ</mi><mi>п</mi></msub><msub><mi>c</mi><mi>п</mi></msub><msup><mi>h</mi><mn>2</mn></msup></mrow></mfrac></mrow>
где:
,
- обобщенные координата и время;
<mrow><mi>σ</mi><mo stretchy="false">(</mo><mi>τ</mi><mo>−</mo><mi>ξ</mi><mo stretchy="false">)</mo><mo>=</mo><mrow><mo>{</mo><mrow><mtable><mtr><mtd><mrow><mn>0</mn><mtext> </mtext><mi>п</mi><mi>р</mi><mi>и</mi><mtext> </mtext><mo stretchy="false">(</mo><mi>τ</mi><mo>−</mo><mi>ξ</mi><mo stretchy="false">)</mo><mo>≤</mo><mn>0</mn></mrow></mtd></mtr><mtr><mtd><mrow><mn>1</mn><mtext> </mtext><mi>п</mi><mi>р</mi><mi>и</mi><mtext> </mtext><mo stretchy="false">(</mo><mi>τ</mi><mo>−</mo><mi>ξ</mi><mo stretchy="false">)</mo><mo>></mo><mn>0</mn></mrow></mtd></mtr></mtable></mrow></mrow></mrow>
<mrow />
з
T - температура на забое скважины (рассчитанная по формуле (1)), °C;
ж
п
п
3
3
q - расход жидкости, м/с, cρ и сρ - средние теплоемкость, Дж/(кг K) и плотность продуктивного пласта и окружающих пород, кг/м, соответственно;
h - толщина нефтенасыщенного пласта, м;
t - время, r и z - радиальная и вертикальная координаты;
3
λ - коэффициент теплопроводности окружающих пород, q - расход рабочего агента, м/с, erfc (у) - интеграл ошибок.
Теплопотери в призабойной зоне, рассчитанные по формуле (2), не превышают 20°C (Фиг 3.)
Расчеты T(z, t) по формуле (1) и T(r) по формуле (2), используя значения параметров табл. 1, показывают, что суммарные теплопотери нагретого масла в стволе скважины и в призабойной зоне пласта не превышают 100°C в течение четырех суток с начала закачки, что позволяет обеспечить прогрев ПЗП до 170-150°C. При закачке воздуха будет происходить практически мгновенное воспламенение масла (минимальная температура воспламенения масла 120-140°C) и инициирование воспламенения пластовой нефти.
Таким образом, предлагаемый способ совмещения теплоносителя и топлива, в качестве которого выступает растительное масло, позволяет реализовать инициирование внутрипластового горения на глубоких месторождениях с большой мощностью нефтенасыщенного пласта, где технически невозможно применение внутрискважинных электронагревателей. Кроме того, способ позволяет избежать снижения количества топлива в призабойной зоне, что происходит при использовании в качестве теплоносителя пара, и позволяет существенно упростить технологические мероприятия по инициированию горения. Данный способ применим как на терригенных, так и на карбонатных низкопроницаемых и низкопористых коллекторах.