СПОСОБ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ЖИДКИХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ПРОДУКТОВ ИЗ ПОДЗЕМНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (ВАРИАНТЫ)
PROCEDURE FOR EXTRACTION OF LIQUID HYDROCARBON PRODUCTS FROM UNDERGROUND DEPOSIT (VERSIONS)

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
Настоящее изобретение относится к повышению безопасности и продуктивности при извлечении нефти из подземного месторождения способом внутрипластового горения "от забоя к устью" с использованием горизонтальных добывающих скважин, раскрытых, в частности, в патентах США №5,626,191 и №6,412,557.
ПРЕДПОСЫЛКИ СОЗДАНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ
В патентах США №5,626,191 и №6,412,557 описываются способы внутрипластового горения для добычи нефти из подземного пласта (100), в которых используется нагнетательная скважина (102), которая находится сравнительно высоко в нефтяном пласте (100), и добывающая скважина (103-106), заканчивающаяся в нижней части пласта (100). Добывающая скважина имеет горизонтальную секцию (107), которая направлена в целом перпендикулярно к идущему вбок от нагнетательной скважины (102) вертикальному фронту горения. Горизонтальная секция (107) размещается на пути распространения фронта горения. Воздух или другой окисляющий газ, например воздух, обогащенный кислородом, нагнетается через скважины 102, которые могут быть горизонтальными или вертикальными скважинами или представлять собой их комбинации. Способ в соответствии с патентом США №5,626,191 имеет обозначение "THAI™" (сокращение от "toe-to-heel air injection" - нагнетание воздуха от забоя к устью), а процесс в соответствии с патентом США №6,412,557 имеет обозначение "Capri™"; оба товарных знака принадлежат компании Archon Technologies Ltd., которая является дочерней по отношению к компании Petrobank Energy and Resources Ltd., г.Калгари, провинция Альберта, Канада.
Проблемой способов THAI™ и Capri™ является необходимость обеспечения безопасности, что связано с поступлением кислорода в горизонтальную скважину, в результате чего нефть будет гореть в скважине, создавая в ней высокие температуры, которые могут разрушать скважину. Указанное поступление кислорода не происходит, если расход нагнетания сравнительно невелик, однако высокие расходы нагнетания крайне необходимы для поддержания высоких уровней добычи нефти и интенсивной подачи кислорода к фронту горения. Известно, что интенсивная подача кислорода необходима для поддержания горения в режиме высокотемпературного окисления, при котором развиваются температуры, превышающие 350°С, и сгорающее топливо превращается в основном в двуокись углерода. При малых уровнях подаваемого кислорода происходит низкотемпературное окисление, и температуры не превышают 350°С. В режиме низкотемпературного окисления кислород соединяется с молекулами органических веществ, в результате чего образуются полярные соединения, которые стабилизируют вредные водонефтяные эмульсии и ускоряют процесс коррозии, что связано с образованием карбоновых кислот. И, наконец, использование сравнительно низких расходов нагнетания окислителя не обеспечивает удовлетворительного предотвращения горения в горизонтальной секции скважины.
Таким образом, имеется потребность в способе, который обеспечивает повышение расхода нагнетания окисляющего газа и в то же время предотвращает поступление кислорода в горизонтальную скважину. Такой способ предлагается в настоящем изобретении.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Способы THAI™ и Capri™ определяются двумя движущими силами, которые перемещают нефть, воду и газообразные продукты горения в горизонтальную скважину с дальнейшим подъемом их на поверхность. Это давление и стекание под действием силы тяжести. Жидкости, в основном нефть, стекают в скважину под действием силы тяжести, поскольку скважина размещается в нижней части пласта. Градиент давления, который создается между пластом и скважиной, заставляет и газы, и жидкости поступать вниз в горизонтальную скважину.
На этапе предварительного прогрева пласта, или процесса запуска, в горизонтальной скважине осуществляется циркуляция пара, который подается через трубу, проходящую к забою скважины. Пар уходит обратно на поверхность через кольцевое пространство обсадной колонны. Эта процедура совершенно необходима в битуминозных пластах, поскольку холодная нефть, которая может поступать в скважину, будет очень вязкой, то есть будет плохо течь, и в результате может забивать скважину. Циркуляция пара также обеспечивается и через нагнетательную скважину, в этом случае пар нагнетается в пласт в зоне между нагнетательными скважинами и забоями горизонтальных скважин для нагрева нефти и повышения ее текучести перед началом нагнетания в пласт газа-окислителя.
В вышеуказанных патентах показано, что при непрерывной подаче газа-окислителя возникает квазивертикальный фронт горения, перемещающийся вбок в направлении от забоя горизонтальной скважины к ее устью. Таким образом, формируются две зоны пласта относительно положения зоны горения. В направлении забоя скважины находится зона низкого содержания нефти, которая заполнена в основном газом-окислителем, и на другой стороне находится зона пласта, содержащая холодную нефть или битум. При повышенных расходах нагнетания пластовое давление повышается, и скорость выделения топлива может быть превышена, так что газ, содержащий остаточный кислород, может выталкиваться в горизонтальную скважину в зоне низкого содержания нефти. При одновременном нахождении в скважине нефти и кислорода возникает горение с возможностью взрыва, причем развиваются высокие температуры, которые могут превышать 1000°С. Это может привести к непоправимому повреждению скважины, в том числе к разрушению противопесочных фильтров. Для обеспечения безопасной и бесперебойной добычи нефти необходимо предотвратить поступление кислорода в скважину и возникновение там температур, превышающих 425°С.
Несколько способов предотвращения поступления кислорода в добывающую скважину основываются на уменьшении перепада давления между пластом и горизонтальной скважиной. В одном из способов уменьшается расход нагнетания газа-окислителя для уменьшения пластового давления, и в другом способе уменьшается скорость снижения давления для повышения давления в скважине. Использование одного и другого способа приводит к снижению добычи нефти, что ухудшает экономическую эффективность. В соответствии с традиционными представлениями непосредственное нагнетание жидкости в скважину позволяет повысить в ней давление, однако пагубно сказывается на производительности скважины.
Для того чтобы преодолеть недостатки известных способов и повысить безопасность или увеличить продуктивность добычи углеводородных продуктов из подземного месторождения, в соответствии с первым вариантом осуществления настоящего изобретения предлагается способ извлечения жидких углеводородных продуктов из подземного месторождения, который состоит из следующих стадий:
(a) создание по меньшей мере одной нагнетательной скважины для нагнетания газа-окислителя в подземный пласт;
(b) создание по меньшей мере одной добывающей скважины, имеющей в основном горизонтальную секцию и соединенную с ней в основном вертикальную скважину, причем в основном горизонтальная секция проходит по направлению к нагнетательной скважине и имеет устье, находящееся в непосредственной близости от соединения горизонтальной секции с вертикальной добывающей скважиной, и забой на другом ее конце, который расположен ближе к нагнетательной скважине, чем устье;
(c) нагнетание газа-окислителя через нагнетательную скважину для осуществления внутрипластового горения, при котором образуются газообразные продукты сгорания, так, чтобы при этом обеспечивалось их поступательное перемещение в форме фронта, который в основном перпендикулярен горизонтальной секции, по направлению от забоя к устью горизонтальной секции, при этом флюиды стекают в горизонтальную секцию;
(d) размещение трубы в добывающей скважине для нагнетания пара, воды или неокисляющего газа в горизонтальную секцию добывающей скважины;
(e) нагнетание в трубу среды, которая выбирается из группы, содержащей пар, воду или неокисляющий газ, таким образом, чтобы среда подавалась по этой трубе в зону, прилегающую к забою горизонтальной секции; и
(f) извлечение из добывающей скважины углеводородных продуктов, находящихся в горизонтальной секции добывающей скважины.
В соответствии с другим вариантом осуществления настоящего изобретения предлагается способ извлечения жидких углеводородных продуктов из подземного месторождения, который состоит из следующих стадий:
(a) создание по меньшей мере одной нагнетательной скважины для нагнетания газа-окислителя в верхнюю часть подземного пласта;
(b) создание по меньшей мере одной нагнетательной скважины для нагнетания в нижнюю часть подземного пласта пара, неокисляющего газа или воды, которая при нагревании постепенно превращается в пар;
(c) создание по меньшей мере одной добывающей скважины, имеющей в основном горизонтальную секцию и соединенную с ней в основном вертикальную добывающую скважину, причем в основном горизонтальная секция проходит по направлению к нагнетательной скважине и имеет устье в непосредственной близости от соединения горизонтальной секции с вертикальной добывающей скважиной и забой на другом ее конце, который расположен ближе к нагнетательной скважине, чем устье;
(d) нагнетание газа-окислителя через нагнетательную скважину для осуществления внутрипластового горения, при котором образуются газообразные продукты сгорания, поступательно перемещающиеся в форме фронта, который в основном перпендикулярен горизонтальной секции, по направлению от забоя к устью горизонтальной секции, при этом флюиды стекают в горизонтальную секцию;
(e) нагнетание среды, которая выбирается из группы, содержащей пар, воду или неокисляющий газ, в нагнетательную скважину; и
(f) извлечение из добывающей скважины углеводородных продуктов, находящихся в горизонтальной секции добывающей скважины.
Еще один вариант осуществления настоящего изобретения содержит сочетание вышеуказанных стадий нагнетания среды в пласт через нагнетательную скважину, а также нагнетания среды через трубу в горизонтальной секции. Соответственно, в соответствии с этим другим вариантом настоящего изобретения предлагается способ извлечения жидких углеводородных продуктов из подземного месторождения, который состоит из следующих стадий:
a) создание по меньшей мере одной нагнетательной скважины для нагнетания газа-окислителя в верхнюю часть подземного пласта;
b) создание по меньшей мере одной нагнетательной скважины для нагнетания в нижнюю часть подземного пласта пара, неокисляющего газа или воды, которая при нагревании постепенно превращается в пар;
c) создание по меньшей мере одной добывающей скважины, имеющей в основном горизонтальную секцию и соединенную с ней в основном вертикальную скважину, причем в основном горизонтальная секция проходит по направлению к нагнетательной скважине и имеет устье, находящееся в непосредственной близости от соединения горизонтальной секции с вертикальной добывающей скважиной, и забой на другом ее конце, который расположен ближе к нагнетательной скважине, чем устье;
d) размещение трубы в добывающей скважине для нагнетания пара, воды или неокисляющего газа в горизонтальную секцию добывающей скважины;
e) нагнетание газа-окислителя через нагнетательную скважину для осуществления внутрипластового горения, при котором образуются газообразные продукты сгорания, поступательно перемещающиеся в форме фронта, который в основном перпендикулярен горизонтальной секции, по направлению от забоя к устью горизонтальной секции, при этом флюиды стекают в горизонтальную секцию;
f) нагнетание среды, которая выбирается из группы, содержащей пар, воду или неокисляющий газ, в нагнетательную скважину и в трубу; и
g) извлечение из добывающей скважины углеводородных продуктов, находящихся в горизонтальной секции добывающей скважины.
Если в качестве среды используется пар, он нагнетается в пласт/формацию либо через нагнетательную скважину, либо через добывающую скважину по размещенной в ней трубе, либо одновременно через обе скважины, причем нагнетание осуществляется в большинстве случаев под давлением 7000 кПа.
Если же в качестве среды используется вода, то в способе предполагается, что вода нагревается в процессе ее подачи в пласт и в результате превращается в пар. Вода, поступающая в пласт либо через нагнетательную скважину, либо через добывающую скважину по размещенной в ней трубе, либо одновременно через обе скважины, может нагреваться и превращаться в пар либо в процессе движения по скважинам, либо непосредственно на выходе из нагнетательной скважины и/или трубы добывающей скважины перед ее поступлением в пласт.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Фигура 1 - схема способа THAI™ внутрипластового горения, на которой используются следующие обозначения:
А - верхний уровень месторождения тяжелой нефти или битума, В - нижний уровень такого месторождения/пласта.
С - вертикальная скважина, D - основная зона нагнетания газа-окислителя, например воздуха.
Е - основная зона нагнетания в пласт пара или неокисляющего газа. Это часть настоящего изобретения.
F - частично перфорированная обсадная труба горизонтальной скважины. Флюиды поступают в обсадную трубу и обычно поднимаются непосредственно на поверхность посредством естественного газлифта через другую трубу, размещенную в устье горизонтальной скважины (не показано).
G - труба внутри горизонтальной секции скважины. Открытый конец трубы может размещаться возле конца обсадной трубы, как показано на фигуре, или любом ином месте. Труба может быть гибкой насосно-компрессорной трубой малого диаметра, которая может легко перемещаться внутри обсадной трубы. Это часть настоящего изобретения.
Элементы Е и G являются частями настоящего изобретения, и пар или неокисляющий газ могут нагнетаться в зоне Е и/или G. Е может быть частью отдельной скважины или частью той же самой скважины, используемой для нагнетания газа-окислителя. Нагнетательные скважины могут быть вертикальными, наклонными или горизонтальными или иными, и каждая из них может обслуживать несколько горизонтальных скважин.
Например, при использовании нескольких параллельных горизонтальных секций скважин, как это описано в патентах США №5,626,191 и №6,412,557, пар, вода или неокисляющий газ могут подаваться в любом месте между горизонтальными секциями скважин в непосредственной близости от их забоев.
Фигура 2 - схема модели месторождения. Эта схема выполнена не в масштабе. На ней показана только одна "симметричная часть". Полное расстояние между горизонтальными секциями равно 50 метров, однако только половина пласта должна быть описана в программе STARS™. Это позволяет сэкономить время моделирования. Симметричная часть имеет следующие габаритные размеры:
длина А-Е - 250 м; ширина A-F - 25 м; высота F-G - 20 м.
Скважины размещаются следующим образом.
Скважина J нагнетания газа-окислителя проходит через точку В в первом блоке (А-В) сетки в пятидесяти метрах от угла А. Забой горизонтальной скважины К располагается в первом блоке сетки между точками А и F, смещен на 15 м (В-С) от нагнетательной скважины J по длине пласта. Устье горизонтальной скважины К лежит в точке D, отстоящей на 50 м от угла Е пласта. Длина горизонтальной секции горизонтальной скважины К равна 135 м (C-D), она проходит на 2,5 м выше основания пласта (А-Е) в третьем блоке сетки.
Нагнетательная скважина J имеет перфорации в двух (2) зонах. Перфорации в зоне Н предназначены для нагнетания газа-окислителя, а перфорации в зоне I используются для подачи пара или неокисляющего газа. Горизонтальная секция (C-D) имеет перфорации, занимающие 50%, и содержит трубу, открытую возле забоя (не показано, см. фигуру 1).
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНОГО ВАРИАНТА ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Способ THAI™ подробно описывается в патентах США №5,626,191 и №6,412,557, и ниже будет дано только его краткое описание. Газ-окислитель, обычно воздух, кислород или воздух, обогащенный кислородом, нагнетается в верхнюю часть пласта. Кокс, который сформировался ранее, потребляет кислород, поэтому нефть, находящаяся впереди зоны кокса, контактирует только с газами, не содержащими кислорода. Температура газообразных продуктов сгорания при высокотемпературном окислении кокса обычно составляет примерно 600°С и может достигать 1000°С. В зоне подвижной нефти эти горячие газообразные продукты и пар нагревают нефть до температур, превышающих 400°С, в результате чего происходит ее частичный крекинг, испарение некоторых компонентов и значительно снижается вязкость. Самые тяжелые компоненты нефти, такие как асфальтены, остаются в породе и будут сгорать в составе кокса позже, когда фронт горения достигнет этой зоны. В зоне подвижной нефти газообразные продукты и нефть стекают вниз в горизонтальную скважину под действием силы тяжести и в результате низкого давления в скважине. Зоны кокса и подвижной нефти перемещаются вбок от забоя горизонтальной скважины к ее устью. Часть пласта, находящаяся позади фронта горения, указана на фигуре 1 как Зона выгоревшей массы. Перед Зоной подвижной нефти находится холодная нефть.
По мере продвижения фронта горения Зона выгоревшей массы пласта заполняется газом-окислителем вместо жидкостей (нефть и вода). При этом возникает опасность поступления кислорода в часть горизонтальной скважины, находящуюся напротив Зоны выгоревшей массы, что может привести к загоранию нефти в скважине и развитию там очень высоких температур, которые могут повредить стальную обсадную трубу и в особенности противопесочные фильтры, которые используются для предотвращения поступления песка вместе с пластовыми флюидами. Если противопесочные фильтры неисправны, то рыхлый песок будет поступать в скважину, и возникнет необходимость в ее закрытии для очистки и ремонта с использованием цементных мостов. Эта операция очень трудоемка и опасна, поскольку скважина может содержать нефть и кислород во взрывоопасных концентрациях.
Для того чтобы оценить количественно влияние нагнетания флюидов в горизонтальную скважину, был проведен ряд сеансов численного моделирования процесса. Пар подавался в горизонтальную скважину с разными расходами нагнетания с использованием двух способов: (1) через трубу, помещенную внутри горизонтальной скважины, и (2) через отдельную скважину, проходящую возле основания пласта в непосредственной близости от забоя горизонтальной скважины. Оба этих способа снижали тенденцию поступления кислорода в скважину и при этом обладали следующими неожиданными достоинствами: увеличивался коэффициент извлечения нефти, а отложение кокса в скважине уменьшалось. Соответственно, могли использоваться более высокие расходы нагнетания газа-окислителя при обеспечении безопасности процесса.
Было обнаружено, что оба способа подачи пара в пласт обеспечивали безопасность процесса THAI™, что было связано с уменьшением тенденции поступления кислорода в горизонтальную скважину. В результате обеспечивалась возможность использования более высоких расходов нагнетания в пласт газа-окислителя и увеличение коэффициента извлечения нефти.
Было проведено обширное моделирование на компьютере процесса THAI™ для оценки эффекта снижения давления в горизонтальной скважине путем нагнетания пара или неокисляющего газа. При этом использовалось программное обеспечение STARS™ (модель внутрипластового горения), поставляемое компанией Computer Modelling Group, г.Калгари, провинция Альберта, Канада.
Таблица 4
Перечень параметров моделирования
Модель: STARS ™ 2003.13, компания Computer Modelling Group Limited
Размеры, используемые в модели:
Длина - 250 м, 100 блоков сетки
Ширина - 25 м, 20 блоков сетки
Высота - 20 м, 20 блоков сетки
Размеры блока сетки: 2,5 м × 2,5 м × 1,0 м (Д×Ш×В).
Горизонтальная добывающая скважина:
Скважина из дискретных элементов, имеющая горизонтальную секцию длиной 135 м,
проходящая между блоками сетки 26, 1, 3 - 80, 1, 3.
Забой смещен на 15 м от вертикальной скважины нагнетания воздуха.
Вертикальная нагнетательная скважина:
Зона нагнетания газа-окислителя (воздух): 20, 1, 1: 4 (4 верхних блока сетки)
3
3
3
Расходы нагнетания газа-окислителя: 65000 м/сутки, 85000 м/сутки или 100000 м/сутки
Зоны нагнетания пара: 20, 1, 19: 20 (2 нижних блока сетки)
Параметры породы/флюида:
2
2
Компоненты: вода, битум, легкие фракции, метан, CO, СО/N, кислород, кокс
Неоднородность: Однородный песок.
Коэффициент проницаемости: 6,7 дарси (по горизонтали), 3,4 дарси (по вертикали)
Пористость: 33%
Коэффициенты насыщенности: Битум - 89%, вода - 20%, мольная концентрация газа - 0,114
Вязкость битума: 340000 сП при температуре 10°С.
Средний молекулярный вес битума: 550 AMU
Вязкость легкой фракции: 664 сП при температуре 10°С.
Средний молекулярный вес легкой фракции: 330 AMU
Физические условия:
Внутрипластовая температура: 20°С.
Естественное внутрипластовое давление: 2600 кПа.
Забойное давление: 4000 кПа.
Реакции:
4
1.1,0 битум → 0,42 легкая фракция + 1,3375 CH + 20 кокс
2
4
2
2
2. 1,0 битум + 16 O → 12,5 вода + 5,0 CH + 9,5 CO + 0,5 CO/N + 15 кокс
2
2
2
3. 1,0 кокс + 1,225 O → 0,5 вода + 0,95 CO + 0,05 CO/N
ПРИМЕРЫ
Пример 1
3
3
В Таблице 1а приведены результаты моделирования для случая подачи 65000 м/сутки воздуха (при стандартных значениях давления и температуры) в вертикальную нагнетательную скважину (Е на фигуре 1). Случай отсутствия подачи пара к основанию пласта в зоне I скважины J не является частью настоящего изобретения. При подаче 65000 м/сутки воздуха поступление кислорода в горизонтальную скважину отсутствовало даже в том случае, когда пар не подавался, и максимальная температура скважины не превышала заданную отметку 425°С.
3
Однако, как можно видеть из нижеприведенных данных, подача небольших количеств пара на уровне 5 и 10 м/сутки (указано эквивалентное количество воды) в нижнюю часть пласта (зона Е на фигуре 10) позволяет улучшить процесс, что прежде всего выражается в увеличении коэффициента извлечения нефти, хотя это и противоречит традиционным представлениям. Если в качестве нагнетаемой среды используется пар, то приводится объем воды, эквивалентный объему пара, так как трудно иначе определить объем подаваемого пара, который зависит от давления в пласте, которому подвергается пар. Конечно, когда в пласт нагнетается вода, и она превращается в пар при ее продвижении в пласт, количество образующегося пара просто эквивалентно указанному количеству воды, и это количество пара обычно составляет порядка 1000× (зависит от давления) количества подаваемой воды.
Таблица 1а
РАСХОД НАГНЕТАНИЯ ВОЗДУХА - 65000 м<sup>3</sup>/сутки; пар подается к основанию пласта
Расход нагнетания воздуха м<sup>3</sup>/сутки (эквивалентная вода)
Макс. температура скважины, °С
Макс. кол-во кокса в скважине, %
Макс. кол-во кислорода в скважине, %
Коэффициент извлечения битума, % OOIP
Средняя нефтеотдача, м<sup>3</sup>/сутки
*0
410
90
0
35,1
28,3
5
407
79
0
38,0
29,0
10
380
76
0
43,1
29,8
* Не является частью настоящего изобретения.
Пример 2
3
В Таблице 1b приведены результаты, полученные при нагнетании пара в горизонтальную скважину по внутренней трубе G в зону, прилегающую к забою, с одновременным нагнетанием 65000 м/сутки (при стандартных значениях давления и температуры) воздуха в верхнюю часть пласта. Максимальная температура скважины уменьшается пропорционально количеству нагнетаемого пара, и коэффициент извлечения нефти увеличивается по сравнению со случаем, когда пар не подается. Кроме того, по мере увеличения количества нагнетаемого пара уменьшается максимальное объемное содержание кокса, осаждающегося в скважине. Это выгодно, поскольку в этом случае перепад давления в скважине будет ниже, и меньшее сопротивление будет оказываться потоку флюидов при одном и том же перепаде давления по сравнению с тем случаем, когда не осуществляется нагнетание пара в зону забоя горизонтальной скважины.
Таблица 1b
РАСХОД НАГНЕТАНИЯ ВОЗДУХА - 65000 м<sup>3</sup>/сутки; пар подается в трубу скважины
Расход нагнетания воздуха, м<sup>3</sup>/сутки (эквивалентная вода)
Макс. температура скважины, °С
Макс. кол-во кокса в скважине, %
Макс. кол-во кислорода в скважине, %
Коэффициент извлечения битума, % OOIP
Средняя нефтеотдача, м<sup>3</sup>/сутки
*0
410
90
0
35,1
28,6
5
366
80
0
43,4
30,0
10
360
45
0
43,4
29,8
* Не является частью настоящего изобретения.
Пример 3
3
3
В данном примере подача воздуха была повышена до 85000 м/сутки (при стандартных значениях давления и температуры), и это приводило к поступлению в скважину кислорода, как это видно из Таблицы 2а. Для сравнительного случая, когда отсутствует подача пара, в скважину поступает кислород, и его концентрация составляет 8,8%. Максимальная температура скважины в этом случае достигает 1074°С, и осаждающийся кокс ухудшает проходимость скважины для флюидов на 97%. Использование одновременной подачи 12 м/сутки пара (указан эквивалентный объем воды) к основанию пласта по вертикальной нагнетательной скважине С (см. фигуру) обеспечивало отличный показатель нулевого содержания кислорода в скважине, приемлемое содержание кокса и хороший коэффициент извлечения нефти.
Таблица 2а
РАСХОД НАГНЕТАНИЯ ВОЗДУХА - 85000 м<sup>3</sup>/сутки; пар подается к основанию пласта
Расход нагнетания воздуха, м<sup>3</sup>/сутки (эквивалентная вода)
Макс. температура скважины, °С
Макс. кол-во кокса в скважине, %
Макс. кол-во кислорода в скважине, %
Коэффициент извлечения битума, % OOIP
Средняя нефтеотдача, м<sup>3</sup>/сутки
*0
1074
97
8,8
5
518
80
0
12
414
43
0
36,1
33,4
* Не является частью настоящего изобретения.
Пример 4
3
3
В Таблице 2b приведены результаты для подачи 85000 м/сутки воздуха (при стандартных значениях давления и температуры) с одновременным нагнетанием пара в скважину по внутренней трубе G (см. фигуру 1). Как и в предыдущем случае, требовалось подавать 10 м/сутки пара (указан эквивалентный объем воды) для того, чтобы предотвратить поступление кислорода и приемлемую максимальную температуру скважины.
Таблица 2b
РАСХОД НАГНЕТАНИЯ ВОЗДУХА - 85000 м<sup>3</sup>/сутки; пар подается в трубу скважины
Расход нагнетания воздуха, м<sup>3</sup>/сутки (эквивалентная вода)
Макс. температура скважины, °С
Макс. кол-во кокса в скважине, %
Макс. кол-во кислорода в скважине, %
Коэффициент извлечения битума, % OOIP
Средняя нефтеотдача, м<sup>3</sup>/сутки
*0
1074
100
8,8
5
500
96
1,8
10
407
45
0
37,3
33,2
* Не является частью настоящего изобретения.
Пример 5
3
3
3
3
Для того чтобы дополнительно проверить работу при высоких расходах нагнетания воздуха, было проведено несколько сеансов моделирования для расхода воздуха 100000 м/сутки. Результаты, приведенные в Таблице За, показывают, что при одновременном нагнетании пара к основанию пласта (то есть в зоне В-Е вертикальное скважины С, см. фигуру 1) требовалось подавать 20 м/сутки пара (указан эквивалентный объем воды) для прекращения поступления кислорода в горизонтальную секцию скважины в отличие от 10 м/сутки пара (указан эквивалентный объем воды), подаваемого в случае расхода нагнетания воздуха 85000 м/сутки.
Таблица 3а
РАСХОД НАГНЕТАНИЯ ВОЗДУХА - 100000 м<sup>3</sup>/сутки; к основанию пласта подается пар
Расход нагнетания воздуха, м<sup>3</sup>/сутки (эквивалентная вода)
Макс. температура скважины, °С
Макс. кол-во кокса в скважине, %
Макс. кол-во кислорода в скважине, %
Коэффициент извлечения битума, % OOIP
Средняя нефтеотдача, м<sup>3</sup>/сутки
*0
1398
100
10,4
5
1151
100
7,2
10
1071
100
6,0
20
425
78
0
34,5
35,6
* Не является частью настоящего изобретения.
Пример 6
3
3
В Таблице 3b приведены результаты нагнетания пара в трубу G скважины (см. фигуру 1) при подаче в пласт 100000 м/сутки воздуха. Как и в предыдущем случае (подача пара к основанию пласта), требовалось нагнетать 20 м/сутки пара (указан эквивалентный объем воды) для того, чтобы прекратить поступление кислорода в горизонтальную секцию скважины.
Таблица 3b
РАСХОД НАГНЕТАНИЯ ВОЗДУХА - 100000 м<sup>3</sup>/сутки; пар подается по трубе скважины
Расход нагнетания воздуха, м<sup>3</sup>/сутки (эквивалентная вода)
Макс. температура скважины, °С
Макс. кол-во кокса в скважине, %
Макс. кол-во кислорода в скважине, %
Коэффициент извлечения битума, % OOIP
Средняя нефтеотдача, м<sup>3</sup>/сутки
*0
1398
100
10,4
5
997
100
6,0
10
745
100
3,8
20
425
38
0
33,9
35,6
* Не является частью настоящего изобретения.
ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ
При нагнетании постоянного количества пара ежедневная добыча нефти повышается при увеличении расхода нагнетания воздуха. Такой результат является предсказуемым, поскольку увеличивается объем поступающего флюида. Однако неожиданным является то, что общее количество извлеченной нефти снижается при увеличении расхода нагнетания воздуха. Это наблюдается в течение всего времени нагнетания воздуха (времени, в течение которого фронт горения достигает устья горизонтальной скважины).
Хотя в описании рассматриваются и иллюстрируются предпочтительные варианты реализации изобретения, ясно, что изобретение не ограничивается этими конкретными вариантами. Специалисты в данной области могут предложить различные изменения и модификации. Для определения объема изобретения необходимо обратиться к нижеприведенной формуле изобретения.