СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ ТЯЖЕЛЫХ НЕФТЕЙ И БИТУМОВ С ПРИМЕНЕНИЕМ ПАРА Российский патент 2001 года по МПК E21B43/24 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к способам разработки залежей нефти путем теплового воздействия.

Известен способ разработки нефтяной залежи, заключающийся в том, что при вытеснении нефти паром в него добавляют углекислый газ [1]. Влияние добавки углекислого газа (CO₂) в пар в известном способе оценено на основании лабораторных исследований, проведенных на образцах уплотненного песка, насыщенного нефтью из залежей месторождения Уэст-Сак (Аляска). В результате исследований установлено, что эти добавки увеличивают извлечение нефти на 14,8%. Основной эффект от введения добавок связан с уменьшением вязкости и плотности нефти при нагревании и растворении в ней углекислого газа.

Недостатком является то, что применение известного способа в промысловых условиях требует больших затрат, связанных с получением, транспортировкой и подачей CO₂ в нагнетательную скважину. Кроме того, закачка CO₂ совместно с паром не предотвращают выщелачивания сульфитно-сульфидных соединений, следовательно, не понижает коррозионной активности оборудования.

Наиболее близким к предлагаемому является способ разработки углеводородных залежей с применением газов газификации угольных пластов [2], заключающийся в том, что две залежи разрабатываются совместно и газы газификации угольного пласта применяются для генерирования пара, который закачивается во вторую нефтяную залежь, причем до закачки пара в эту залежь закачивают насыщенный раствор одной из углекислых или двууглекислых солей щелочных металлов или аммония.

Объем закачиваемого раствора (V, м³) рассчитывали по формуле:
V = π R²hK_ПK_НK_Выт,
где π = 3,14; R - радиус зоны закачки оторочки, м (экспериментально установлено, что R = (0,08 - 0,1) L, где L - расстояние между нагнетательной и добывающей скважинами; h - эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м; К_П - коэффициент пористости, доли ед.; К_Н - коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.; К_Выт - коэффициент нефтевытеснения, доли ед.

В результате закачки раствора одной из солей аммония происходит понижение коррозионной активности добываемой продукции и снижение стабильности водонефтяной эмульсии. Это достигается за счет того, что при повышении температуры соли разлагаются с выделением углекислого газа, который, растворясь в нефти, понижает ее вязкость и плотность. Раствор щелочных металлов или аммония создает оторочку щелочной среды, которая понижает коррозионную активность и нейтрализует кислую среду, тем самым понижает стабильность водонефтяной эмульсии. В результате коэффициент нефтеизвлечения увеличивается на 6-7%, скорость коррозии понижается в 6 раз, расход деэмульгатора понижается на 10-15%.

Однако эффект от закачки растворов реагента проявляется неравномерно: наибольший отмечается в начале разработки, а в дальнейшем постепенно понижается за счет вытеснения из пласта паром газов термического разложения реагента.

Целью предлагаемого способа является равномерное и стабильное повышение нефтеотдачи пласта, понижение коррозионной активности и снижение стабильности водонефтяной эмульсии в течение всего периода эксплуатации скважины с применением пара для вытеснения нефти.

Поставленная цель достигается способом разработки залежей тяжелых нефтей и битумов, включающим закачку раствора химического реагента и пара в нагнетательную скважину и отбор продукции через добывающую скважину.

Новым является то, что пар для закачки в пласт получают из раствора химического реагента, например, углекислых и двууглекислых солей аммония, при следующем соотношении компонентов, вес.%:
Углекислый аммоний - 0,08 -0,10;
Вода - Остальное
При получении пара из раствора углекислых и двууглекислых солей аммония происходит их разложение при температуре 60 и 36^oC, соответственно образуя при этом углекислый газ и аммиак, т.е. закачиваемый пар будет постоянно ими обогащен, способствуя при этом снижению стабильности водонефтяной эмульсии, повышению нефтеотдачи и понижению коррозионной активности добываемой продукции скважин.

Опыты по определению эффективности способа по прототипу и по предлагаемому способу проводились в сопоставимых условиях на специальной установке, состоящей из модели пласта и приспособлений, предназначенных для охлаждения, сепарации, сбора и замера нефти и воды.

Модель пласта представляла собой цилиндрическую трубку с внутренним диаметром 2,8 см и длиной 47,5 см, площадь поперечного сечения равнялась 6,2 см², объем 292,3 см³. Выполнение работ было максимально приближено к промысловым условиям. Модель набивалась песчаником, отобранным на Мордово-Кармальском месторождении, с остаточной нефтенасыщенностью 14,5%. Для определения объема пор применяли пластовую воду того же месторождения. Модель была насыщена нефтью также Мордово-Кармальского месторождения. Проницаемость по воде составила 5,0 Дарси. Общая нефтенасыщенность составила 0,81. После окончательной подготовки модели к работе приступили к лабораторным испытаниям. Было проведено 4 опыта по 4 этапа в каждом.

Опыт 1. Испытывали известный способ разработки углеводородных залежей с применением газов газификации угольных пластов. В приготовленную модель с объемом пор 110 см³ до закачки пара был закачан насыщенный раствор углекислого аммония в количестве 5 см⁵. После закачки раствора реагента приступили к закачке пара, полученного из 1000 см³ воды. В период закачки раствора и пара происходило вытеснение из модели жидкости. Температура установилась на уровне 130^oC. В процессе опыта было отобрано 1050 см³ жидкости, в том числе 70 см нефти. Исследованы физико-химические свойства вытесненных проб воды. Во всех исследованных пробах содержатся сульфидно-сульфитные соединения серы. Результаты анализов приведены в таблице.

При проведении опыта с применением известного способа реакция среды в пробах воды постепенно понижается с pH 9,4 до pH 7,4. Количество аммиака максимально в первой пробе, затем содержание его уменьшается в 10 и более раз. Скорость коррозии с уменьшением содержания в пробах аммиака увеличивается в 2-2,5 раза.

Опыт 2. Испытывался предлагаемый способ разработки залежи тяжелых нефтей и битумов с применением пара, полученного из раствора химического реагента. Модель была приготовлена аналогично с опытом N 1. Объем пор составил 103 см³, общая нефтенасыщенность 0,81. Для вытеснения нефти использовали пар, полученный из раствора, содержащего 997 мл воды и 3 мл насыщенного раствора углекислого аммония (вес. % - 0,06). Во время опыта получено 1012 см³ жидкости, в том числе 63 см³ нефти, по сравнению с опытом N 1 на 7 см³ меньше, что составляет 8,4% от исходного содержания нефти. Реакция среды во всех пробах нейтральная. Содержатся ионы аммония. Скорость коррозии составляет 0,015 - 0,018 г/м²•ч.

Опыт 3. Испытывался так же предлагаемый способ разработки залежи тяжелых нефтей и битумов с применением пара, полученного из раствора химического реагента. Модель была приготовлена аналогично с опытом N 1. Объем пор составил 102 см³. Общая нефтенасыщенность - 0,80. Для вытеснения нефти использовали пар, полученный из раствора, содержащего 996 мл воды и 4 мл насыщенного раствора углекислого аммония (вес.% - 0,08). Во время опыта получено 1018 мл жидкости, в том числе 76 см³ нефти, по сравнению с опытом N 1 на 6 см³ больше, что составляет 7,3% от исходного содержания нефти. Реакция среды в отобранных пробах воды щелочная (pH 8,7-9,1). Во всех пробах присутствуют ионы аммония. Скорость коррозии низкая, составляет 0,003 - 0,005 г/см²•ч. По сравнению с опытом N 2 скорость коррозии понизилась в 4-5 раз.

Опыт 4. Испытывался так же предлагаемый способ разработки залежи тяжелых нефтей и битумов с применением пара, полученного из раствора солей химического реагента. Модель была приготовлена аналогично с опытом N 1. Объем пор составил 104 см³, общая нефтенасыщенность - 0,82. Для вытеснения нефти использовали пар, полученный из раствора, содержащего 995 мл воды и 5 мл насыщенного раствора углекислого аммония (вес % - 0,10). Во время опыта получено 1020 см³ жидкости, в том числе 7,8 см³ нефти, что на 11 см³ больше, чем при вытеснении нефти из модели с применением известного способа. В результате физико-химического анализа воды установлено, что реакция среды во всех пробах щелочная (pH = 9,0 - 9,4). Так же отмечается стабильное содержание аммония. Скорость коррозии во всех пробах незначительная, не превышает 0,003-0,004 г/м²•ч.

Результаты испытания приведены в таблице.

Испытания предлагаемого способа проведены в 3-х вариантах. Наиболее высокий показатель вытеснения нефти и наименьшая скорость коррозии получены при содержании химического реагента в растворе, из которого генерируется пар, в количестве вес.% - 0,08 (опыт 3) и 0,10 (опыт 4), поэтому увеличение концентрации химического реагента более чем 0,1 вес.% приведет к достижению таких же результатов, но с большими затратами.

Таким образом, при применении предлагаемого способа (опыты 3 и 4) количество вытесненной нефти на 12% больше, чем при применении известного способа. Скорость коррозии во всех пробах воды при применении предлагаемого способа стабильно низкая, при применении известного способа в последней пробе по сравнению с предыдущими возрастает в 2-2,5 раза.

Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа разработки залежей тяжелых нефтей и битумов складывается за счет увеличения нефтеотдачи, понижения коррозионной активности добываемой продукции.

Источники информации
1. Effects of CO₂ addition to steam on recovery of west sak crude oil /Hornbrook M. W., Dehgham K., Qadur S. Ostermann K.D., Ogbe D.O.// SPE, Reserrvoir Eng. - 1991 - 6 N 3, p. 278-286.

2. Патент РФ N 2114988, кл. E 21 B 43/24, 1998.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки залежей нефти путем теплового воздействия. Способ разработки залежей тяжелых нефтей и битумов путем закачки в нагнетательную скважину пара, полученного из раствора углекислого или двууглекислого аммония при соотношении: углекислый или двууглекислый аммоний 0,08 - 0,10 мас. %, вода - остальное, с последующим отбором продукции через добывающую скважину. Технический результат: равномерное увеличение нефтеотдачи пласта, низкая коррозионная активность и пониженная стабильность водонефтяной эмульсии в течение всего периода эксплуатации скважины. 1 табл.

Способ разработки залежей тяжелых нефтей и битумов, включающий закачку пара в нагнетательную скважину и отбор продукции через добывающую скважину, отличающийся тем, что пар для закачки в пласт получают из раствора химического реагента - углекислого или двууглекислого аммония при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Углекислый или двууглекислый аммоний - 0,08 - 0,10
Вода - Остальноеч