СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВЫСОКОВЯЗКИХ И ТЯЖЕЛЫХ НЕФТЕЙ Российский патент 2001 года по МПК E21B43/24 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к разработке месторождений высоковязких и тяжелых нефтей.

Сложность разработки состоит в их низкой нефтеотдаче и малых дебитах добывающих скважин.

Известен способ разработки таких месторождений, основанный на тепловом воздействии на нефтенасыщенные пласты вытеснением нефти из пласта теплоносителями (1).

С увеличением температуры резко снижается вязкость нефти в связи с чем повышается нефтеотдача, увеличиваются дебиты скважин и темпы разработки залежей. Прогрев нефтесодержащих пород обеспечивает лучший отмыв нефти от скелета коллектора, а также рост интенсивности капиллярной пропитки малопроницаемых нефтенасыщенных зон пласта. Легкие фракции нефти при нагреве испаряются, а при последующем охлаждении и конденсации образуют оторочки маловязкого углеводородного растворителя, увеличивающие эффективность вытеснения высоковязкой нефти.

Недостатками этого способа являются его дороговизна из-за высоких энергозатрат на прогрев нефтенасыщенных пластов со стороны нагнетательных скважин и низкая нефтеотдача из-за высокой подвижности пара и прорывов пара и водного конденсата в добывающие скважины в первую очередь через высокопроницаемые пропластки, что резко снижает эффективность прогрева и подключения в разработку малопроницаемых участков пласта.

Известен способ добычи высоковязкой нефти, включающий периодическую закачку пара в добывающие скважины, добычу нефти и закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины. В качестве вытесняющего агента используют холодную воду, причем закачку холодной воды ведут в период закачки пара в добывающие скважины, а в период отбора нефти из добывающих скважин закачку холодной воды в нагнетательные скважины прекращают. Для повышения нефтеотдачи неоднородных пластов высоковязких нефтей с низким пластовым давлением закачку холодной воды через нагнетательные скважины ведут постоянно (2).

Недостатком способа является низкая конечная нефтеотдача залежи, на которой он применяется. Из-за высокой подвижности закачиваемого вытесняющего агента, холодной воды, в неоднородных по проницаемости пластах вместо выравнивания фронта вытеснения высоковязкой нефти через высокопроницаемые участки пласта имеют место прорывы нагнетаемой воды в добывающие скважины и непроизводительный расход тепла на нагрев холодной воды в пластовых условиях.

Известен способ разработки месторождений высоковязких и тяжелых нефтей путем последовательной (циклической) закачки в пласт через одноствольные или многоствольные вертикальные, наклонные или горизонтальные добывающие скважины определенного количества теплоносителя (водяного пара, парогазовой смеси, горячей воды), выдержку скважин в закрытом состоянии определенное время и извлечение из скважины пластовых флюидов вместе с водным конденсатом и растворенными и не растворенными в них 1 газообразными компонентами. После снижения дебита скважин (по нефти) до экономически неприемлемой величины, производят новый цикл закачки в пласт определенного количества теплоносителя, скважины закрывают на прогревание пласта и, после определенного времени выдерживания, вновь пускают в эксплуатацию (3).

Недостатком таких циклических способов добычи высоковязких и тяжелых нефтей является снижение эффективности нефтеотдачи пласта от цикла к циклу. Это объясняется тем обстоятельством, что с наращиванием циклических закачек теплоносителя, например пара, из-за высокой степени отмыва нефти из продуктивных пород, прилегающих к призабойной зоне скважины, резко возрастает их гидрофильность. Как следствие, такие близко расположенные к забою скважины гидрофильные участки пласта, насыщенные водным конденсатом, при пуске скважины в эксплуатацию становятся хорошо проницаемыми для воды и слабо или практически полностью непроницаемыми для нефти. Это и приводит к резкому повышению обводненности добываемой продукции скважин нефти после проведения 3-4-х циклов паротеплового воздействия на пласт.

Известен способ селективной изоляции притока воды в скважину, основанный на закачке в пласт 25-35%-ного раствора нефтяного битума в пиридине в объеме приблизительно равным 20% поровым объемом модели пласта (4). Показано, что при обработке данным раствором водонасыщенной (гидрофильной) модели пласта его водопроницаемость снижается в 20-49 раз. При обработке указанным битумным раствором модели пласта, насыщенного нефтью, проницаемость нефти через данный пласт не только не уменьшилась, а наоборот, повысилась в 1,1-2,6 раза.

Недостаток данного способа - высокие токсичные свойства и резкий, неприятный запах пиридина (предельно допустимая концентрация (ПДК) в воздухе рабочей зоны - 5 мг/м³). Кроме того, высокая стоимость пиридина, большие объема закачки и необходимость применения специального оборудования для приготовления из твердого битума концентрированных (25-35%-ных) пиридиновых растворов, также являются недостатками данного способа.

Наиболее близким аналогом изобретения является способ разработки месторождений высоковязких и тяжелых нефтей, включающий последовательную закачку в скважину теплоносителя, определенного объема термостабильной эмульсионно- дисперсной системы прямого типа, обладающей поверхностно-активными свойствами, и извлечение из скважины нефти (5).

Недостаток данного способа - низкая его эффективность из-за низких эксплуатационных свойств применяемой эмульсии.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности нефтеотдачи пласта при разработке месторождений высоковязких и тяжелых нефтей одной скважиной при циклическом и последовательном воздействии на призабойную зону пласта теплоносителем.

Необходимый технический результат достигается тем, что по способу разработки месторождений высоковязких и тяжелых нефтей, включающему последовательную закачку в скважину теплоносителя, определенного объема термостабильной эмульсионно-дисперсной системы прямого типа, обладающей поверхностно-активными свойствами, и извлечение из скважины нефти, согласно изобретению после закачки расчетного количества теплоносителя скважину выдерживают определенное время в закрытом состоянии, а в качестве термостабильной эмульсионно-дисперсной системы прямого типа применяют систему реагента РДН, самопроизвольно образующуюся при концентрации РДН 2,5-10,0 мас.% в пресной или пластовой воде.

Реагент РДН (ТУ 2458-001-2166-006-97) представляет собой состав, состоящий из неионогенного, хорошо растворимого в воде поверхностно-активного вещества (НПАВ), например продукта оксиэтилирования алкилфенолов (неонол АФ 9-12), концентрата полярных, высокомолекулярных асфальто-смолистых и порфириновых компонентов (АСПК) нефти и ароматического углеводородного (или галопроизводного) растворителя в котором эффективно растворяются как НПАВ, так и АСПК. Реагент РДН по таким свойствам, как низкое межфазное натяжение на границе с водой и способности к самопроизвольному образованию в воде микроэмульсии прямого типа, высоким нефтеотмывающим свойствам аналогичен известным мицеллярным растворам или так называемым "растворимым" нефтям, применяемым при добыче нефти. В то же время, реагент РДН образует в воде более устойчивую (кинетически и агрегативно) микроэмульсии типа "нефть в воде" а, в результате преимущественной адсорбции на породе пласта молекул АСПК и замедленной адсорбции молекул НПАВ обладает, наряду с высокими нефтевытесняющими свойствами, что свойственно и мицеллярным растворам, способностью к гидрофобизации участков пласта после вытеснения из них нефти. В то же время, при вытеснении из пласта нефти оторочкой мицеллярного раствора, пласт приобретает преимущественно гидрофильные свойства, т.е. обладает лучшей фазовой проницаемостью по отношению к воде, чем к нефти.

Необходимый объем водной эмульсионно-дисперсной системы (ВЭДС), закачиваемой в скважину после каждого цикла тепловой обработки добывающей скважины, определяют по аналогии со сложившейся практикой закачки химреагентов при обработке призабойной зоны пласта (ОПЗ), т. е. по изменению (повышению) давления нагнетания, которое не должно превышать давление нагнетания закачиваемого агента, в данном случае теплоносителя, более чем на 50%.

Эффективность данного способа оценивают по изменению фазовой проницаемости пласта в отношении нефти и воды. Исследования проводили в лабораторных условиях при температуре +100^oC и давлении 2 атм, по изменению скорости фильтрации тяжелой нефти (плотность -940 кг/м³ вязкость - 70 МПа·с, при +50^oC) и воды через искусственные модели пласта проницаемостью 2,0 дарси, предварительно насыщенных тяжелой нефтью, до и после обработки их паром без гидрофобизации и после гидрофобизации, т.е. закачки предлагаемой ВЭДС - водной эмульсионно-дисперсной системы с различной концентрацией реагента РДН. Результаты исследований представлены в таблице.

Как следует из данных таблицы, при вышеуказанных условиях фильтрации во всех опытах насыщенные высоковязкой нефтью модели пласта оказались непроницаемыми для вода (скорость фильтрации равна нулю) и проницаемые для нефти (объемная скорость фильтрации во всех опытах практически постоянная и колебалась в пределах 15-17 мл/мпн.

После паротепловой обработки (отмывки) нефтенасыщенных кернов от нефти (контроль - отсутствие следов нефти в водном конденсате), объемная скорость фильтрации воды через промытые керны во всех опытах возросла практически до постоянной величины, равной 50-55 мл/мин, в то время как скорость фильтрации нефти снизилась примерно в 5 раз и составила величину порядка 2-3 мл/мин.

Гидрофобизация отмытых паром нефтенасыщенных кернов (см. вертикальные графы 7 и 8) водной эмульсионно-дисперсной системой (ВЭДС) с разной концентрацией в системе реагента РДН-1 показала, что после такой обработки существенно (в 2-2,5 раза) снижается скорость фильтрации воды и наоборот, в 5-8 раз повышается скорость фильтрации нефтяной фазы. Причем заметное (в 3-4 раза) повышение скорости фильтрации нефти начинает прослеживаться при концентрации РДН-1 в системе 2,5 мас.% и выше (опыт 5-6) и достигает максимума при концентрации 10,0 мас.% (опыт 7). Дальнейшее наращивание концентрации РДН -1 в эмульсионно-дисперсной системе практически не сказывается на повышении ее гидрофобных свойств (опыты, 8-9).

Источники информации
1. СУРГУЧЕВ М.Л., и др. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1985, с.25.

2. RU 20009313 C1, 15.03.1994.

3. SU 1800007 A1, 07.03.1993.

4. SU 1770553 A1, 23.10.1992.

5. US 3802508A, 09.04.1974.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к разработке месторождений. Обеспечивает повышение эффективности способа. Сущность изобретения: по способу в скважину последовательно закачивают теплоноситель и определенный объем термостабильной эмульсионно-дисперсной системы прямого типа, обладающей поверхностно-активным свойствами, и извлечение из скважины нефти. После закачки расчетного количества теплоносителя скважину выдерживают определенное время в закрытом состоянии. В качестве термостабильной эмульсионно-дисперсной системы прямого типа применяют систему реагента РНД, самопроизвольно образующуюся при концентрации РНД 2,5 - 10,0 мас.% в пресной или пластовой воде. 1 табл.

Способ разработки месторождений высоковязких и тяжелых нефтей, включающий последовательную закачку в скважину теплоносителя, определенного объема термостабильной эмульсионно-дисперсной системы прямого типа, обладающей поверхностно-активными свойствами, и извлечение из скважины нефти, отличающийся тем, что после закачки расчетного количества теплоносителя скважину выдерживают определенное время в закрытом состоянии, а в качестве термостабильной эмульсионно-дисперсной системы прямого типа применяют систему реагента РДН, самопроизвольно образующуюся при концентрации РДН 2,5 - 10,0 мас. % в пресной или пластовой воде.