СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ И СВЕРХВЯЗКОЙ НЕФТИ Российский патент 2012 года по МПК E21B43/24 C09K8/592 

Описание патента на изобретение RU2470149C1

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки залежей нефтей тепловыми методами.

Известен способ разработки залежей высоковязких нефтей (Патент РФ №2361074, МПК Е21В 43/24, С09К 8/592, опубл. 10.07.2009. Бюл. №19), включающий закачку в паронагнетательную скважину чередующихся оторочек раствора карбамида и пара, при этом указанный раствор дополнительно содержит аммиачную селитру, аммоний роданистый, комплексное поверхностно-активное вещество - ПАВ Нефтенол ВВД, или смесь неионогенного ПАВ - АФ9,12 или NP-40, или NP-50 и анионактивного ПАВ - волгоната или сульфонола, или NPS-6 при следующем соотношении компонентов, мас.%: карбамид 15,0-40,0, аммиачная селитра 8,0-20,0, аммоний роданистый 0,1-0,5, нефтенол ВВД 1,0-5,0, вода - остальное или карбамид 15,0-40,0, аммиачная селитра 8,0-20,0, аммоний роданистый 0,1-0,5, неионогенное ПАВ 1,0-2,0, анионактивное ПАВ 0,5-1,0, вода - остальное.

Недостатком данного способа является многокомпонентность раствора, что осложняет его приготовление и использование в промысловых условиях, а наличие ПАВ в составе не позволяет применять данный способ непосредственно во время паротепловой обработки, поскольку при температуре выше 80°С раствор ПАВ выпадает в осадок, теряет свои свойства и эффективность закачиваемого раствора снижается. Снижение вязкости высоковязкой нефти только за счет выделяющегося при разложении карбамида углекислого газа малоэффективно. Также не предусматривается применение данного способа в технологии парогравитационного воздействия с созданием паровой камеры.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки залежей сверхвысоковязких нефтей методом парогравитационного воздействия на пласт с использованием горизонтальных скважин (Патент РФ №2387818, МПК Е21В 43/24, опубл. 27.04.2010. Бюл. №12). Согласно изобретению, включающему закачку пара в пласт нагнетательной скважины, прогрев пласта с созданием паровой камеры, совместную закачку пара и углеводородного растворителя и отбор продукции из добывающей скважины, в качестве углеводородного растворителя применяют смесь углеводородов предельного алифатического и ароматического рядов, основным компонентом которых является бензол, а совместную закачку пара и углеводородного растворителя осуществляют после достижения температуры в паровой камере не менее температуры фазового перехода смеси пара и углеводородного раствора.

Недостатками изобретения являются снижение давления в паровой камере нагнетательной скважины по мере использования растворителя и переход его из паровой фазы в жидкую.

Наиболее эффективными для добычи высоковязких и сверхвязких нефтей при паротепловом воздействии с применением растворителей являются такие режимы давления и температуры в пласте, при которых углеводородный растворитель изначально находился бы в парообразном, а не в жидком состоянии для развития паровой камеры. Серьезным недостатком метода, основанного на закачке растворителя, является то, что режимы температуры и давления в пласте редко находятся на уровне температуры кипения известных растворителей. Поэтому необходимо регулировать давление и/или температуру, чтобы создать такие пластовые условия, при которых использование конкретного растворителя будет эффективным, т.е. чтобы он находился в парообразном состоянии. Одним из способов регулирования давления в паровой камере является введение в закачиваемый пар реагентов, разлагающихся под действием температуры с выделением углекислого газа, например карбамида.

Технической задачей данного предложения является повышение эффективности парогравитационного воздействия за счет дополнительного снижения вязкости нефти и поддержания давления в паровой камере нагнетательной горизонтальной скважины введением карбамида, разлагающегося при высокой температуре с выделением углекислого газа и аммиака, согласно уравнению:

Поставленная задача решается способом разработки залежей сверхвязких нефтей, включающим закачку пара в пласт, прогрев пласта с созданием паровой камеры, совместную закачку пара и углеводородного растворителя в нагнетательную скважину с поддержанием температуры в паровой камере не ниже температуры фазового перехода пар - углеводородный растворитель и последующий отбор продукции из добывающей скважины.

Новым является то, что совместно с закачкой пара закачивают 20-40% водный раствор карбамида из расчета 12-15 т на 100 м горизонтального ствола скважины в пропорции к пару 8:1, затем закачивают пар до восстановления температуры в пласте не менее 150°С, далее закачивают пар с углеводородным растворителем, объем (V) которого выбирают исходя из формулы:

где m - коэффициент пористости, д. ед.;

L - длина работающей части пласта (выделенная на основе данных геофизических исследований (ГИС), м;

Н - высота паровой камеры, м;

после закачки углеводородного растворителя с паром переходят на закачку пара, пока дебит в добывающей скважине не снизится до значения, предшествующего началу обработки залежи раствором карбамида и углеводородным растворителем с паром в данной скважине, после чего обработку залежи периодически повторяют, пока прирост дебита в добывающей скважине не будет меньше на 10% от значения, предшествующего началу обработки залежи.

Способ реализуется следующим образом.

На устье нагнетательной скважины в соответствии требованиями промышленной безопасности устанавливается следующее оборудование: емкость с растворителем 1, дозировочный насос типа НД 2, регулирующее устройство по давлению с обратным клапаном 3, запорная арматура 4, паропровод 5, устьевая арматура скважины 6, емкость с раствором карбамида 7. Через паропровод 5 с помощью парогенератора (на схеме не указан) через устьевую арматуру 6 нагнетательной скважины для прогрева пласта закачивается с определенным расходом пар, не останавливая закачку пара, из емкости 7 насосом 2 в паропровод 5 закачивается из расчета 12-15 т на 100 м горизонтального ствола скважины объем 40% раствора карбамида, который продавливается паром. Переключением запорной арматуры 4 насосом одновременно с закачиваемым паром из емкости 1 закачивается расчетный из формулы (1) объем углеводородного растворителя (нефрас адсорбент и др.), после чего закачка пара в скважину продолжается до снижения дебита в добывающей скважине (на чертеже не указана) нефти до исходного.

При дальнейшей эксплуатации, при каждом снижении дебита в добывающей скважине до исходного, циклы обработки раствором карбамида и углеводородным растворителем повторяют. Закачку реагентов прекращают при отсутствии прироста дебита по скважине менее чем на 10%.

Предлагаемый способ повышает эффективность паротеплового воздействия за счет дополнительного снижения вязкости нефти и поддержания давления в паровой камере введением карбамида, разлагающегося при высокой температуре с выделением газов.

Пример конкретного выполнения способа.

На опытном участке Ашальчинского месторождения высоковязкой нефти, находящемся на глубине 90 м, представленном неоднородными пластами толщиной 20-30 м с температурой 8°С, давлением 0,5 МПа, нефтенасыщенностью 0,70 д. ед., пористостью 30%, проницаемостью 2,65 мкм2, с нефтью, имеющей плотность 960 кг/м3 и вязкость 22000 мПа·с, пробурили пару горизонтальных скважин: нагнетательную 6 и добывающую (на чертеже не указана), горизонтальные участки фильтров которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости продуктивного пласта. В процессе добычи высоковязкой нефти в нагнетательную скважину закачивался пар, который, распространяясь вверх, создал увеличивающуюся в размерах паровую камеру. По мере нагрева пласта выше минимально необходимой температуры (для высоковязкой нефти - 150°С) произвели совместную закачку пара и 70 м3 40% водного раствора карбамида в пропорции к пару 8:1, продолжили закачку пара, одновременно с паром закачали 56 м3 углеводородного растворителя - абсорбент ТУ 38.103349-85, продолжили закачку пара. После получения эффекта и снижения дебита по скважине до исходного, процесс попеременной закачки реагентов с паром и пара повторили.

Результаты показали, что эффективность предлагаемого способа выше: максимально достигаемый коэффициент нефтеотдачи больше на 7%, полученный максимальный дебит нефти составил 29 т/сут против 22 т/сут, при котором в пласт закачивается только один пар. После ряда проведенных циклов закачки реагентов и снижения эффекта до дебита 23 т/сут обработку скважины прекратили и перевели под постоянную закачку пара.

Таким образом, в отличие от применения технологии закачки одного пара в горизонтальную нагнетательную скважину, предложенный способ разработки залежи высоковязкой нефти позволяет получить более высокий дебит нефти со скважины, увеличить коэффициент нефтеотдачи.

Похожие патенты RU2470149C1

название год авторы номер документа
Способ разработки залежи сверхвязкой нефти 2019
  • Береговой Антон Николаевич
  • Рахимова Шаура Газимьяновна
  • Князева Наталья Алексеевна
  • Разумов Андрей Рафаилович
  • Амерханов Марат Инкилапович
RU2720632C1
Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки 2016
  • Зарипов Азат Тимерьянович
  • Амерханов Марат Инкилапович
  • Шестернин Валентин Викторович
RU2611789C1
Способ разработки залежей сверхвязких нефтей с газовой шапкой 2016
  • Хисамов Раис Салихович
  • Евдокимов Александр Михайлович
  • Зарипов Азат Тимерьянович
  • Ахметгареев Вадим Валерьевич
RU2625127C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ ИЛИ БИТУМОВ 2013
  • Хисамов Раис Салихович
  • Ибатуллин Равиль Рустамович
  • Зарипов Азат Тимерьянович
  • Оснос Лилия Рафагатовна
RU2531963C1
Способ разработки залежи высоковязкой нефти и природного битума 2019
  • Вахин Алексей Владимирович
  • Ситнов Сергей Андреевич
  • Мухаматдинов Ирек Изаилович
  • Алиев Фирдавс Абдусамиевич
  • Киекбаев Айтуган Аюпович
RU2728002C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ 2011
  • Ибатуллин Равиль Рустамович
  • Амерханов Марат Инкилапович
  • Рахимова Шаура Газимьяновна
  • Шестернин Валентин Викторович
  • Хисамов Раис Салихович
RU2486334C1
Способ разработки месторождения сверхвязкой нефти методом парогравитационного дренирования совместно с растворителем 2018
  • Зарипов Азат Тимерьянович
  • Береговой Антон Николаевич
  • Рахимова Шаура Газимьяновна
  • Князева Наталья Алексеевна
  • Амерханов Марат Инкилапович
RU2688713C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ПАРНЫХ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН 2017
  • Амерханов Марат Инкилапович
  • Ахмадуллин Роберт Рафаэлович
  • Ахметзянов Фаниль Муктасимович
  • Ахметшин Наиль Мунирович
RU2663530C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ И СВЕРХВЯЗКОЙ НЕФТИ ТЕПЛОВЫМИ МЕТОДАМИ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ 2019
  • Зарипов Азат Тимерьянович
  • Шайхутдинов Дамир Камилевич
  • Бисенова Айнура Амангельдыевна
  • Хафизов Руслан Ильдарович
RU2713682C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ СВЕРХВЯЗКОЙ НЕФТИ ТЕПЛОВЫМИ МЕТОДАМИ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ 2018
  • Амерханов Марат Инкилапович
  • Аслямов Нияз Анисович
  • Гарифуллин Марат Зуфарович
RU2673934C1

Иллюстрации к изобретению RU 2 470 149 C1

Реферат патента 2012 года СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ И СВЕРХВЯЗКОЙ НЕФТИ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности парогравитационного воздействия и нефтеотдачи пласта. В способе разработки залежей сверхвязких нефтей, включающем закачку пара в пласт, прогрев пласта с созданием паровой камеры, совместную закачку пара и углеводородного растворителя в нагнетательную скважину с поддержанием температуры в паровой камере не ниже температуры фазового перехода пар - углеводородный растворитель и последующий отбор продукции из добывающей скважины, закачкой углеводородного растворителя закачивают 20-40%-ный водный раствор карбамида из расчета 12-15 т на 100 м горизонтального ствола скважины в пропорции к пару 8:1. Затем закачивают пар до восстановления температуры в пласте не менее 150°С. Далее закачивают пар с углеводородным растворителем. Объем углеводородного растворителя выбирают исходя из формулы:

где m - коэффициент пористости, д. ед.; L - длина работающей части пласта (выделенная на основе данных геофизических исследований (ГИС), м; Н - высота паровой камеры, м. После закачки углеводородного растворителя с паром переходят на закачку пара, пока дебит в добывающей скважине не снизится до значения, предшествующего началу обработки залежи раствором карбамида и углеводородным растворителем с паром в данной скважине, после чего обработку залежи периодически повторяют, пока прирост дебита в добывающей скважине не будет меньше на 10% от значения, предшествующего началу обработки залежи. 1 ил.

Формула изобретения RU 2 470 149 C1

Способ разработки залежей сверхвязких нефтей, включающий закачку пара в пласт, прогрев пласта с созданием паровой камеры, совместную закачку пара и углеводородного растворителя в нагнетательную скважину с поддержанием температуры в паровой камере не ниже температуры фазового перехода пар - углеводородный растворитель и последующий отбор продукции из добывающей скважины, отличающийся тем, что совместно с закачкой пара закачивают 20-40%-ный водный раствор карбамида из расчета 12-15 т на 100 м горизонтального ствола скважины в пропорции к пару 8:1, затем закачивают пар до восстановления температуры в пласте не менее 150°С, далее закачивают пар с углеводородным растворителем, объем которого выбирают исходя из формулы

где m - коэффициент пористости, д. ед.;
L - длина работающей части пласта (выделенная на основе данных геофизических исследований (ГИС), м;
Н - высота паровой камеры, м;
после закачки углеводородного растворителя с паром переходят на закачку пара, пока дебит в добывающей скважине не снизится до значения, предшествующего началу обработки залежи раствором карбамида и углеводородным растворителем с паром в данной скважине, после чего обработку залежи периодически повторяют, пока прирост дебита в добывающей скважине не будет меньше на 10% от значения, предшествующего началу обработки залежи.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2012 года RU2470149C1

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ ТЯЖЕЛЫХ И СВЕРХВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ 2009
  • Ибатуллин Равиль Рустамович
  • Амерханов Марат Инкилапович
  • Рахимова Шаура Газимьяновна
  • Васильев Эдуард Петрович
  • Хисамов Раис Салихович
RU2387818C1
СПОСОБ ТЕРМОХИМИЧЕСКОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА 1992
  • Шевченко Александр Константинович
RU2030568C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ ИЛИ БИТУМА 2007
  • Файзуллин Ильфат Нагимович
  • Галимов Илья Фанузович
  • Гимаев Ирек Ханифович
  • Гуськов Дмитрий Владимирович
  • Губаев Рим Салихович
  • Люкшин Петр Викторович
RU2360104C2
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ (ВАРИАНТЫ) 2007
  • Алтунина Любовь Константиновна
  • Кувшинов Владимир Александрович
  • Стасьева Любовь Анатольевна
RU2361074C2
СПОСОБ ПОЛУЧЕНИЯ АНТИСЕПТИЧЕСКОЙ ПЛЕНКИ 2007
  • Хатко Зурет Нурбиевна
  • Павленко Сергей Георгиевич
  • Донченко Людмила Владимировна
  • Шехова Алла Николаевна
  • Беретарь Сусанна Теучежевна
  • Карданова Лариса Владимировна
RU2342955C1
РАБИНОВИЧ В.А
и др
Краткий химический справочник
- Л.: Химия, 1977, с.336, 337.

RU 2 470 149 C1

Авторы

Бакиров Ильшат Мухаметович

Амерханов Марат Инкилапович

Шестернин Валентин Викторович

Рахимова Шаура Газимьяновна

Султанов Альфат Салимович

Даты

2012-12-20Публикация

2011-06-07Подача