СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ, НАХОДЯЩЕГОСЯ В ЗОНЕ РАСПРОСТРАНЕНИЯ ВЕЧНОЙ МЕРЗЛОТЫ Российский патент 2014 года по МПК E21B43/16 

Описание патента на изобретение RU2524702C1

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способу эксплуатации месторождений с углеводородами, насыщенными парафином, и находящихся в зоне вечной мерзлоты.

Известен способ разработки нефтяных месторождений, содержащих парафинистую нефть, и заключающийся в нагнетании в пласт нагретой воды [Патент РФ 2034137. «Способ разработки залежи парафинистой нефти», заявл. 24.12.1992; опубл. 30.04.1995].

Недостатком этого способа является необходимость создания на месторождении системы поддержания пластовой температуры (ППТ), что связано с организацией сложного энергетического хозяйства. При реализации такой системы увеличивается себестоимость добываемой нефти вследствие роста энергетических затрат.

Известен также способ разработки залежи в зоне вечной мерзлоты, предусматривающий нагрев воды в скважине. При движении по стволу нагнетательной скважины до забоя она нагревается глубинным теплом земли до температуры не ниже температуры выпадения из нефти парафина. Длину пути движения закачиваемой воды и ее расход определяют в зависимости от свойств и температур горных пород. С учетом этого проводят наклонную нагнетательную скважину под углом к вертикали, обеспечивающим необходимую длину пути прохождения воды [Патент РФ 2118451 «Способ разработки залежи парафинистой нефти», заявл. 30.12.1996; опубл. 27.08.1998].

Недостатком данного способа является также создание системы поддержания пластовой температуры (ППТ) и необходимость термостатирования скважин по всей глубине залегания вечномерзлых пород. При этом увеличивается себестоимость добываемой нефти вследствие роста энергетических затрат и затрат на термостатирование скважин.

Недостатком вышеуказанных технических решений является то, что температура закачиваемой горячей воды должна быть такой, чтобы при попадании через нагнетательные скважины в пласт она была равна пластовой температуре или превосходила ее. При температуре ниже пластовой за счет больших объемов прокачки происходит медленное охлаждение пласта, что в свою очередь в конечном итоге приведет к кристаллизации растворенных в нефти твердых парафинов и осаждающихся на них асфальтенах и смолах, т.е. асфальтено-смоло-парафиновых отложений (АСПО). Происходит изменение фазового состояния пластовой нефти - образование жидкой и твердой фаз.

Оба вышеуказанных технических решения обеспечивают разработку нефтяных месторождений с высокопарафинистыми нефтями (содержание парафина от 20 до 30%), характеризующихся тем, что пластовые нефти являются концентрированным раствором твердых парафинов в нефти, т.е. их концентрация уже близка к состоянию насыщенного раствора, а пластовая температура близка к температуре насыщения нефти парафином.

Вышеуказанные технические решения отличаются от предлагаемого решения тем, что предлагаемое решение реализуется в условиях залегания вечномерзлых пород, при низких пластовых температурах, для нефтей предельно насыщенных парафином без применения горячей воды. В пласт при определенных условиях закачивается холодная вода для поддержания и регулирования пластового давления (Pпл), не допуская снижения пластового давления до величины, равной давлению насыщения нефти газом (Рнас).

Основной особенностью данного типа месторождений является то, что несмотря на небольшую концентрацию растворенных в нефти высокомолекулярных парафиновых углеводородов пластовая нефть в условиях залегания в зоне вечномерзлых пород является фактически раствором парафинов в нефти близким к насыщенному раствору.

В связи с этим в изобретении решается задача добычи углеводородов в условиях залегания месторождений в зоне вечной мерзлоты, не нарушая фазового состояния пластового флюида.

Задача решается тем, что в способе эксплуатации нефтяных месторождений, насыщенных парафиновыми углеводородами и находящихся в зоне распространения вечной мерзлоты, для предотвращения образования твердой фазы, включающей парафиновые отложения, образующиеся при снижении пластового давления ниже давления насыщения из-за выделения растворенного газа, предварительно по разработанной авторами методике определяются условия образования твердой фазы, что позволяет за счет регулирования уровня добычи нефти, за счет подбора режима эксплуатации скважин при отборе нефти добывать однофазную пластовую нефть.

В разработанной авторами оригинальной методике по выявлению фазового состояния парафинов растворенных в нефти [Ашмян К.Д., Ковалева О.В., Никитина И.Н. Методика оценки фазового состояния парафинов в пластовых нефтях // Вестник ЦКР Роснедра. - 2011. - №6. - С.11-14] учитывается не только изменение фазового состояния при изменении температуры пласта, но и влияние изменения давления и газосодержания пластовой нефти на фазовое состояние пластовой нефти при разработке. Регулярный контроль за изменением температуры насыщения нефти парафином в узком для данного типа нефтяных месторождений диапазоне позволяет оценивать насыщенность пластовой нефти парафином (Δ=tпл-tнас.пл) и вести разработку без применения специального (термостатированного) скважинного оборудования.

Сущность изобретения

Существует целый класс нефтяных месторождений, расположенных в зоне вечномерзлых пород, нефти которых насыщены парафином. Отличительной особенностью этих месторождений является то, что нефтяные месторождения, залегающие в условиях вечной мерзлоты, как правило, находятся в пластовых условиях в насыщенном состоянии, т.е. пластовое давление и давление насыщения нефти газом, в основном, близки или даже равны между собой. Содержащийся в нефти парафин также находится в насыщенном состоянии, несмотря на то, что количество парафина не превышает 2% по массе, минерализация пластовых вод так же практически представляет насыщенный солевой раствор. То есть это очень критичная к любому воздействию природная однофазная система.

Так, при снижении пластового давления ниже давления насыщения из пластовой нефти (содержащей растворенный газ и являющейся насыщенным раствором твердых парафинов в нефти) выделяется газовая фаза, при этом общий объем жидкой фазы уменьшается, но при этом автоматически увеличивается количество твердых парафинов в единице объема жидкой фазы (нефти).

До снижения давления концентрация твердых парафинов в нефти была предельной для данных условий залегания (пластового давления и пластовой температуры). После снижения пластового давления в силу вышеуказанных причин раствор твердых парафинов в нефти становится перенасыщенным и из него выпадает твердая фаза, т.н. ″парафин″.

Данный механизм изменения содержания растворенных в нефти компонентов будет продолжаться при снижении пластового давления независимо от количества содержащегося в нефти ″парафина″, т.к. раствор твердого парафина в нефти будет всегда становиться из насыщенного перенасыщенным. Малые концентрации содержащихся в нефти парафинов не являются определяющими в общепринятом понимании того, что данный раствор недонасыщен парафинами.

Фазовое состояние системы: газ - жидкость - твердая фаза пластовой нефти в соответствии с теорией фазовых равновесий зависит от давления, температуры и состава фаз. Изменение одного из этих параметров отражается на фазовом состоянии системы в целом, т.е. система будет всегда стремиться к равновесию.

Знание параметров, характеризующих текущее состояние залежи, а также проведение предварительного расчета поведения пластовой системы по разработанной авторами методике позволяет оценить процесс изменения фазового состояния насыщенной пластовой системы, а именно выделения из нефти растворенного газа, и как следствие, выпадения твердой фазы ″парафина″.

Указанная в изобретении задача достигается тем, что, используя методику, впервые в условиях залегания нефтей в зоне вечной мерзлоты, которые характеризуются низкими пластовыми температурами +8+12°C, а также небольшим содержанием парафинов от 0,5 до 2% по массе, получена возможность предварительно рассчитать условия изменения фазового состояния залежи в целом, а также в призабойной зоне и в стволе скважины, т.е. определить условия выделения твердой фазы (парафинов) из нефти, тем самым установить режим эксплуатации месторождения, исключающий выделение газа, при условии, когда пластовое давление ниже давления насыщения газом (Pпл<Pнас), что в условиях вечной мерзлоты приводит к необратимым отрицательным последствиям.

Контроль над фазовым состоянием пластовой нефти позволяет отказаться от использования технических устройств, призванных бороться с результатом неконтролируемого изменения фазового состояния пластовой нефти, т.е. данное явление возможно предотвратить за счет учета физико-химических свойств пластовой нефти.

Способ осуществляется следующим образом.

Из указанной методики известно, что для соблюдения условия фазового равновесия в однофазной области (пластовая нефть содержит растворенный газ и растворенные твердые парафины) должны соблюдаться условия уравнений (1).

где:

Δt - насыщенность пластовой нефти парафином;

tпл - пластовая температура;

tнас. пл. нефти - температура насыщения пластовой нефти парафином.

Температура насыщения нефти парафином - это температура, при которой нефть из однофазного жидкого состояния переходит в двухфазное: жидкость + твердая фаза (″парафин″).

Температура насыщения нефти парафином - комплексный параметр, зависящий от температуры, давления, газосодержания, состава высокомолекулярных парафинов и соотношения компонентов в АСПО.

В существующих известных технических решениях учитывается только влияние температуры нагнетаемой для поддержания пластовой температуры воды, чтобы поддержать соотношения tпл>tнас. пл. нефти [1], т.е. температура закачиваемой воды не должна быть ниже пластовой, что собственно и обеспечивает условия, при которых в нефтяном пласте не образуется вторая фаза - выделившийся из нефти парафин.

В начале разработки месторождения определение условий выделения АСПО из пластовой нефти проводится по методике оценки фазового состояния парафинов в пластовых нефтях и заключается в следующем.

1. Предварительное выявление залежей, нефти которых насыщены или близки к насыщению парафином, осуществляют с использованием уравнения:

где:

tнас. дег. - температура насыщения дегазированной нефти парафином;

C - содержание парафина в нефти, % масс. (для малопарафинистых, парафинистых и высокопарафинистых нефтей в диапазоне массового содержания парафина в нефти от 1,5 до 30%)

2. Оценка влияния давления и количества растворенного в нефти газа при пластовых условиях выполняется по уравнению:

где:

P - текущее пластовое давление, МПа,

G - газосодержание пластовой нефти, м33.

Коэффициенты 0,2 (в координатах °C/МПа) для давления и 0,1 (в координатах °C·м33) для газосодержания являются коэффициентами корреляции, которые были получены при обработке данных для различных месторождений, при выявлении зависимости влияния давления и газосодержания на температуру насыщения нефти парафином.

Величина среднеквадратичного отклонения:

- коэффициента, учитывающего влияние на температуру насыщения нефти парафином, не превышает 2%;

- коэффициента, учитывающего влияние газосодержания, не превышает 5%.

Состояние нефти в пласте характеризуется температурой насыщения ее парафином tнас. пл. нефти (°C), а условия ее залегания - пластовой температурой tпл (°C). Разность значений этих параметров характеризует величину насыщенности нефти парафином в пластовых условиях Δ=tпл.-tнас.пл.нефти. На практике принято, что при Δ, равной 0°C, нефть насыщена парафином; при Δ≥10°C - нефть близка к насыщению парафином; при Δ≥10°C - нефть недонасыщена парафином.

Используя вышеприведенные уравнения (2) и (3), были проведены расчеты фазового состояния парафинов в пластовых нефтях на ряде месторождений Восточной Сибири (см. Таблицу), расположенных в зоне вечномерзлых пород с аномально низкими пластовыми температурами. Содержание парафинов в нефтях находится в диапазоне 1,41÷2,52 по массе. Расчеты показывают, что вышеуказанные нефтяные залежи находятся в состоянии, близком к насыщенному, т.е. Δ=tпл-tнас. пл. нефти находится в пределах 10÷12°C, а ботуобинский горизонт Среднеботуобинского месторождения уже является предельно насыщенным раствором парафина в нефти (Δ=-7°C), так же как и Осинский участок Талаканского месторождения, где Δ=-1°C и Δ=-5°C, т.е. выпадение ″парафина″ при вышеуказанных условиях уже произошло. При этом пластовое давление близко к давлению насыщения газом (Pпл=10 МПа, а Pнас=9,17 МПа).

Отрицательное значение Δt показывает, что процесс образования твердой фазы уже прошел и в пластовых условиях существуют две фазы - жидкая и твердая.

Для объективной оценки фазового состояния ″парафинов″ в пластовой нефти необходимо в расчетах принимать текущие значения пластового давления и газосодержания.

Таким образом, при эксплуатации нефтяного месторождения необходимо учитывать фазовое состояние твердых парафиновых углеводородов в пластовой нефти.

Технический эффект предлагаемого способа заключается в экономии энергоресурсов за счет закачки холодной воды и использовании обычных нетермостатируемых скважин, в преодолении недостатков, характерных при выпадении твердой фазы (АСПО), - снижении фильтрационных характеристик и, как следствие, уменьшении добычи нефти, а также ликвидации затрат на чистку парафиновых отложений в скважинном оборудовании.

Похожие патенты RU2524702C1

название год авторы номер документа
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ ВЫТЕСНЕНИЕМ ВОДОЙ НЕОДНОКРАТНО РАЗГАЗИРОВАННОЙ НЕФТИ 1995
  • Салажев Валентин Михайлович
  • Лисовский Н.Н.(Ru)
  • Стасенков В.В.(Ru)
  • Филиппов В.П.(Ru)
  • Шовкринский Г.Ю.(Ru)
  • Балыкин Владимир Иванович
  • Веремко Николай Андреевич
  • Савченко Анатолий Федорович
  • Кузьминский Станислав Сигизмундович
  • Порошин Валерий Дмитриевич
  • Искандаров Ришат Мухаметгалеевич
  • Типикин С.И.(Ru)
  • Шевченко В.Н.(Ru)
RU2114986C1
Способ разработки нефтяной залежи с естественным режимом растворенного газа 1990
  • Кобрушко Анатолий Тимофеевич
SU1740638A1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ПАРАФИНИСТОЙ НЕФТИ 1996
  • Сафронов С.В.
  • Зайцев С.И.
  • Лещенко В.Е.
  • Маслянцев Ю.В.
  • Абмаев В.С.
RU2099515C1
СПОСОБ СОЗДАНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИИ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА В ИСТОЩЕННЫХ НЕФТЯНЫХ И НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ 2008
  • Каримов Марат Фазылович
  • Лобанов Андрей Николаевич
  • Муллагалиева Ляля Махмутовна
  • Ибрагимов Рустем Рафикович
  • Исламов Ринат Асхатович
  • Хан Сергей Александрович
  • Арутюнов Артем Ервандович
  • Василевский Владимир Леонидович
  • Латыпов Айрат Гиздеевич
  • Аглиуллин Марс Хасанович
  • Тернюк Игорь Михайлович
RU2377172C1
Способ раздельного определения количества растворенного газа и газа газовой шапки в попутном нефтяном газе 2020
  • Камалов Артур Зуфарович
  • Ибатулин Артур Адикович
  • Исламов Ринат Робертович
  • Уткин Евгений Владимирович
  • Абдулин Азат Фаритович
RU2744043C1
СПОСОБ ОПЕРАТИВНОГО ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ОСНОВНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ 2011
  • Поплыгин Владимир Валерьевич
  • Галкин Сергей Владиславович
  • Иванов Сергей Анатольевич
RU2480584C1
СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ ПОДВИЖНОСТИ НЕФТИ ЗА СЧЕТ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ И ОБРАТНОГО РАСТВОРЕНИЯ ГАЗА В НЕФТИ 2014
  • Бриллиант Леонид Самуилович
  • Антипин Михаил Александрович
  • Евдощук Павел Александрович
  • Плиткина Юлия Александровна
RU2541961C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ С ПОДОШВЕННОЙ ВОДОЙ 2006
  • Стрижов Иван Николаевич
  • Динариев Олег Юрьевич
  • Михайлов Дмитрий Николаевич
  • Борткевич Сергей Вячеславович
  • Кузьмичев Дмитрий Николаевич
RU2307239C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ, ИМЕЮЩИХ ОБЩИЙ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЙ БАССЕЙН 2008
  • Хисамов Раис Салихович
  • Нугайбеков Ардинат Галиевич
  • Торикова Любовь Ивановна
  • Чупикова Изида Зангировна
  • Мусаев Гайса Лёмиевич
RU2344276C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 1994
  • Сафронов С.В.
  • Зайцев С.И.
  • Шопов И.И.
  • Пономарев Н.С.
  • Абмаев В.С.
RU2085716C1

Реферат патента 2014 года СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ, НАХОДЯЩЕГОСЯ В ЗОНЕ РАСПРОСТРАНЕНИЯ ВЕЧНОЙ МЕРЗЛОТЫ

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к эксплуатации месторождений с углеводородами, насыщенными парафином, и находящихся в зоне вечной мерзлоты. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет экономии энергоресурсов. Сущность изобретения: способ эксплуатации нефтяных месторождений, находящихся в зоне распространения вечной мерзлоты, включает контролирование фазового состояния пластовой нефти. Для предотвращения образования в пластовой нефти твердой фазы, содержащей парафиновые отложения, предварительно определяют насыщенность пластовой нефти парафинами с учетом температуры насыщения дегазированной нефти и содержания парафинов. Оценивают влияние давления и количества растворенного в нефти газа при пластовых условиях с учетом текущих пластового давления и газосодержания пластовой нефти. Устанавливают условия эксплуатации месторождения, когда пластовое давление и давление насыщения нефти газом близки или равны между собой, а парафины в нефти находятся в насыщенном состоянии или в состоянии, близком к насыщению. При содержании парафинов от 0,5 до 2% по массе в пластовой нефти подбирают режим эксплуатации скважин при отборе пластовой нефти с компенсацией давления путем закачки холодной воды. При этом не допускают снижения пластового давления ниже начального и не нарушают фазового состояния пластовой нефти с парафинами. 1 табл.

Формула изобретения RU 2 524 702 C1

Способ эксплуатации нефтяных месторождений, находящихся в зоне распространения вечной мерзлоты, включающий контролирование фазового состояния пластовой нефти, отличающийся тем, что для предотвращения образования в пластовой нефти твердой фазы, содержащей парафиновые отложения, предварительно определяют насыщенность пластовой нефти парафинами с учетом температуры насыщения дегазированной нефти и содержания парафинов, оценивают влияние давления и количества растворенного в нефти газа при пластовых условиях с учетом текущих пластового давления и газосодержания пластовой нефти, устанавливают условия эксплуатации месторождения, когда пластовое давление и давление насыщения нефти газом близки или равны между собой, а парафины в нефти находятся в насыщенном состоянии или в состоянии, близком к насыщению, и при их содержании от 0,5 до 2% по массе в пластовой нефти подбирают режим эксплуатации скважин при отборе пластовой нефти с компенсацией давления путем закачки холодной воды, при этом не допускают снижения пластового давления ниже начального и не нарушают фазового состояния пластовой нефти с парафинами.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2014 года RU2524702C1

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ПАРАФИНИСТОЙ НЕФТИ 1996
  • Жданов С.А.(Ru)
  • Сафронов С.В.(Ru)
  • Зайцев С.И.(Ru)
  • Шаевский О.Ю.(Ru)
  • Заничковский Ф.М.(Ru)
  • Жаггазиев Жаксалык Смагулович
  • Герштанский Олег Сергеевич
  • Киинов Ляззат Кетебаевич
  • Кулсариев Колганат Уринович
  • Абмаев В.С.(Ru)
  • Муллаев Б.Т.-С.(Ru)
RU2118451C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 1995
  • Белозеров Ю.И.
  • Вдовенко В.Л.
  • Спиридович Е.А.
  • Федосеев А.В.
  • Лысенин Г.П.
  • Марченко Г.М.
RU2079639C1
УСТРОЙСТВО ДЛЯ ДОБЫЧИ ТЯЖЕЛОЙ ВЯЗКОЙ НЕФТИ 1995
  • Ватолин А.К.
  • Ушаков П.Т.
  • Скурлатова Л.В.
RU2098615C1
ТЕРМОИЗОЛИРОВАННАЯ КОЛОННА 2008
  • Емельянов Вадим Викторович
  • Коршунов Валерий Николаевич
  • Костромин Валерий Сергеевич
RU2386009C2
Способ эксплуатации скважины 1989
  • Скляр Юрий Георгиевич
  • Медведский Родион Иванович
SU1745902A1
Способ транспортирования высоковязких и застывающих нефтей 1986
  • Каган Яков Михайлович
  • Олофинский Евгений Павлович
  • Плющ Григорий Иванович
  • Кондратьев Александр Сергеевич
  • Резников Вячеслав Михайлович
  • Шнейдерман Борис Михайлович
  • Шварц Михаил Эхильевич
  • Соколов Сергей Михайлович
  • Мирзаджанзаде Азат Халилович
  • Байдиков Юрий Николаевич
  • Курбатов Николай Иванович
  • Степин Борис Сергеевич
SU1357655A1
US 4465137 А, 14.08.1984

RU 2 524 702 C1

Авторы

Ашмян Константин Дмитриевич

Ковалева Ольга Валентиновна

Никитина Ирина Николаевна

Никитина Евгения Анатольевна

Даты

2014-08-10Публикация

2013-03-28Подача