СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ И/ИЛИ БИТУМА МЕТОДОМ ПАРОЦИКЛИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ Российский патент 2015 года по МПК E21B43/24 

Описание патента на изобретение RU2560036C1

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума тепловыми методами.

Известен способ разработки месторождения высоковязкой нефти (патент РФ №2486334, МПК Е21В 43/24, С09К 8/592, опубл. 27.06.2013 Бюл. №18). Согласно изобретению осуществляют закачку пара в нагнетательную скважину, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор нефти через добывающую скважину, закачку попутно добываемой воды в нагнетательную скважину с добавкой карбамида, карбоната натрия или аммония, разлагающихся под воздействием тепла с выделением углекислого газа и аммиака, что способствует снижению вязкости нефти и нефтеизвлечению.

Недостатком данного метода является необходимость бурения нагнетательной и добывающей скважин, что увеличивает затраты на бурение и обустройство скважин, толщина пласта при этом должна быть не менее 15 м, что ограничивает применение данной технологии и значительно увеличивает материальные затраты на ее осуществление.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент РФ №2435951, МПК Е21В 43/24, опубл. 10.12.2011 Бюл. №34), включающий закачку в пласт в добывающую скважину теплоносителя и последующего отбора через нее нефти, после закачки теплоносителя в скважину закачивают охлаждающую жидкость, в качестве охлаждающей жидкости используют воду, щелочной или кислотный раствор.

Недостатками данного способа являются то, что в результате закачки водного раствора в пласт происходит резкое его охлаждение и конденсация пара, что ухудшает коллекторские свойства пласта, снижает упругую пластовую энергию и приток нефти к забою скважины. В результате снижается эффективность тепловой обработки пласта. Резкое охлаждение конструкции скважины отрицательно сказывается на целостности цементного кольца за эксплуатационной колонной. Закачка газообразного углекислого газа является дорогим и сложным технологическим процессом.

Техническими задачами данного предложения являются повышение эффективности пароциклического воздействия за счет дополнительного снижения вязкости нефти и поддержания давления в призабойной зоне пароциклической горизонтальной скважины введением карбамида, а также сохранение целостности цементного кольца за эксплуатационной колонной.

Поставленные технические задачи решаются способом разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума методом пароциклического воздействия на пласт, включающим последовательную закачку теплоносителя (пара) для прогрева пласта, охлаждающей жидкости и последующий отбор из скважины продукции.

Новым является то, что в качестве охлаждающей жидкости применяют 3-10%-ный водный раствор карбамида, а теплоноситель закачивают до температуры в прискважинной зоне пласта до температуры разложения карбамида 160°C, причем охлаждающую жидкость закачивают в массе от 1/12 до 1/6 массы теплоносителя с температурой, не более чем на 120°C меньшей температуры теплоносителя.

Способ реализуется следующим образом.

В пароциклическую скважину закачивается расчетное количество теплоносителя (пара), при этом температура на забое скважины должна быть не менее температуры разложения карбамида ≥160°C, через сутки в скважину закачивается подготовленный объем охлаждающей жидкости в массе (определено практическими исследованиями) от 1/12 до 1/6 массы теплоносителя, 3-10%-ного водного раствора карбамида, после выдержки, в течении 15-20 суток, необходимой на полное разложение карбамида и снижения температуры до рабочих значений, рекомендуемых заводом-изготовителем электропогружных насосов, производится отбор продукции. Карбамид разлагается при высокой температуре с выделением углекислого газа и аммиака согласно уравнению:

Углекислый газ и аммиак снижают набухание глинистых минералов породы-коллектора и тем самым способствуют сохранению начальной проницаемости пласта, что очень актуально для пластов, насыщенных высоковязкой нефтью. Все перечисленные аспекты действия продуктов разложения карбамида под действием высоких температур способствуют повышению эффективности паротеплового воздействия и нефтеотдачи пласта.

Помимо этого закачка охлаждающей жидкости в виде 3-10%-ного водного раствора карбамида позволяет сократить время периода термопропитки, снизить температуру в призабойной зоне скважины, что обеспечивает возможность применения скважинных насосов, рассчитанных на относительно невысокие температуры (до 150-170°C). Охлаждающую жидкость закачивают в массе от 1/12 до 1/6 массы теплоносителя, разница температур между закачиваемой охлаждающей жидкостью и пластовой температурой (после закачки теплоносителя) не должна быть больше 120°C. При большей разнице температур возможны разрушение цементного камня за колонной и ее температурная деформация.

Количество охлаждающей жидкости выбрано опытным путем с учетом того, что при меньшем количестве, чем 1/12 от массы теплоносителя, снижение температуры незначительно, а при большем, чем 1/6, увеличиваются экономические и технологические затраты.

При необходимости (резком увеличении температуры на забое) цикл закачки водного раствора карбамида повторяется.

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°C, давлением 0,5 МПа, нефтенасыщенностью 0.70 д. ед., пористостью 30%, проницаемостью 2,65 мкм2, с нефтью, имеющей плотность 960 кг/м3 и вязкость 5000-22000 мПа·с, пробурили горизонтальную пароциклическую скважину На опытном участке Ашальчинского месторождения высоковязкой нефти, находящемся на глубине 90 м. представленном неоднородными пластами толщиной 20-30 м с температурой 8°C, давлением 0,5 МПа. нефтенасыщенностью 0.70 д. ед., пористостью 30%. проницаемостью 2,65 мкм2, с нефтью, имеющей плотность 960 кг/м3 и вязкость 20000 мПа·с, пробурили горизонтальную пароциклическую скважину.

1. На залежи высоковязкой нефти в скважину по НКТ закачали 10000 т пара с температурой 200°C. Остановили скважину, через сутки замерили пластовую температуру -(190°C), закачали 850 т 3%-ного водного раствора карбамида температурой 70°C, остановили скважину на 12 сут, замерили температуру на приеме насоса - 160°C, скважину поставили на отбор жидкости. Простой скважины составил 12 сут вместо 20 в отличие от способа с применением в качестве охлаждающей жидкости без добавления карбамида. Дебит составил 22 т /сут, было 17,5 т/сут. Коэффициент нефтеотдачи составил 0.24, было 0,23. Погружной насос проработал 310 сут, было - 240 сут.

2. На залежи битума в скважину по НКТ закачали 12000 т пара с температурой 200°C. Остановили скважину, через сутки замерили пластовую температуру - (190°C), закачали 1100 т 5%-ного водного раствора карбамида температурой 70°C, остановили скважину на 16 сут. замерили температуру на приеме насоса - 157°C, скважину поставили на отбор жидкости. Простой скважины составил 16 сут вместо 20 в отличие от способа с применением в качестве охлаждающей жидкости без добавления карбамида. Дебит составил 23.7 т/сут, было 17.5 т/сут. Коэффициент нефтеотдачи составил 0.25. Погружной насос проработал 300 сут, было 240 сут.

3. На залежи высоковязкой нефти и битума в скважину по НКТ закачали 10100 т пара с температурой 200°C. Остановили скважину, через сутки замерили пластовую температуру - (196°C), закачали 900 т 10%-ного водного раствора карбамида температурой 80°C, остановили скважину на 16 сут, замерили температуру на приеме насоса - 168°C, скважину поставили на отбор жидкости. Простой скважины составил 16 сут вместо 20. в отличие от способа с применением в качестве охлаждающей жидкости без добавления карбамида. Дебит составил 24,2 т /сут против 17,5 т/сут. Коэффициент нефтеотдачи составил 0,26. Погружной насос проработал 305 сут, было 240 сут.

Предлагаемый способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума методом пароциклического воздействия на пласт позволяет сохранить целостность цементного кольца за обсадной колонной скважины, сократить период простоя (термопропитки) скважины на 20-25%, получить более высокий дебит нефти на 26-38%, увеличить коэффициент нефтеотдачи на 8-9%, увеличить ресурс работы погружного электронасоса на 29-30%.

При этом геофизические исследования в трех случаях показали целостность цементного кольца за обсадной колонной скважины.

Похожие патенты RU2560036C1

название год авторы номер документа
Способ разработки залежи высоковязкой нефти пароциклическим методом 2020
  • Ахмадуллин Роберт Рафаэлевич
  • Баймурзин Эльдар Галиакбарович
  • Нуруллин Ильнар Загфярович
RU2749658C1
Способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума методом циклического воздействия на пласт 2020
  • Амерханов Марат Инкилапович
  • Ахметзянов Фаниль Муктасимович
  • Ахметшин Наиль Мунирович
RU2733636C1
Способ извлечения сверхвязкой нефти и/или битума из залежи с малыми толщинами пласта (варианты) 2021
  • Князева Наталья Алексеевна
  • Береговой Антон Николаевич
  • Уваров Сергей Геннадьевич
  • Васильев Эдуард Петрович
  • Разумов Андрей Рафаилович
RU2775630C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ 2010
  • Соломатин Александр Георгиевич
  • Осипов Андрей Валерьевич
  • Иванов Денис Александрович
RU2435951C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ (ВАРИАНТЫ) 2007
  • Алтунина Любовь Константиновна
  • Кувшинов Владимир Александрович
  • Стасьева Любовь Анатольевна
RU2361074C2
Способ разработки месторождения высоковязкой нефти или битума с закачкой газа 2021
  • Звездин Евгений Юрьевич
  • Амерханов Марат Инкилапович
  • Ахметзянов Фаниль Муктасимович
  • Ахметшин Наиль Мунирович
RU2775633C1
Способ разработки залежи высоковязкой нефти и природного битума 2021
  • Дарищев Виктор Иванович
  • Щеколдин Константин Александрович
  • Славкина Ольга Владимировна
  • Цветков Сергей Валерьевич
  • Вахин Алексей Владимирович
  • Ситнов Сергей Андреевич
  • Мухаматдинов Ирек Изаилович
  • Нургалиев Данис Карлович
RU2773594C1
Способ разработки залежи сверхвязкой нефти 2023
  • Амерханов Марат Инкилапович
  • Аслямов Нияз Анисович
  • Гарифуллин Марат Зуфарович
RU2803344C1
Способ разработки залежей высоковязкой нефти и природного битума 2021
  • Дарищев Виктор Иванович
  • Щеколдин Константин Александрович
  • Славкина Ольга Владимировна
  • Маланий Сергей Ярославович
  • Лесина Наталья Валерьевна
  • Усачев Геннадий Александрович
  • Николаева Светлана Николаевна
RU2780172C1
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

Реферат патента 2015 года СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ И/ИЛИ БИТУМА МЕТОДОМ ПАРОЦИКЛИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке месторождений высоковязкой нефти с использованием термических способов добычи. Технический результат - сохранение целостности цементного кольца за обсадной колонной скважины, сокращение периода простоя (термопропитки) скважины на 25%, более высокий дебит нефти на 26-38%, увеличение коэффициента нефтеотдачи на 9%, увеличение ресурса работы погружного электронасоса на 29-30%. Способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума методом пароциклического воздействия на пласт включает последовательную закачку теплоносителя для прогрева пласта - пара, и охлаждающей жидкости и последующий отбор из скважины продукции. В качестве охлаждающей жидкости применяют 3-10%-ный водный раствор карбамида. Теплоноситель закачивают до температуры в прискважинной зоне пласта не ниже температуры разложения карбамида. Охлаждающую жидкость закачивают в количестве от 1/12 до 1/6 от массы теплоносителя с температурой не более чем на 120°C меньше температуры теплоносителя. 1 пр.

Формула изобретения RU 2 560 036 C1

Способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума методом пароциклического воздействия на пласт, включающий последовательную закачку теплоносителя - пара для прогрева пласта, охлаждающей жидкости и последующий отбор из скважины продукции, отличающийся тем, что в качестве охлаждающей жидкости применяют 3-10%-ный водный раствор карбамида, а теплоноситель закачивают до температуры в прискважинной зоне пласта не ниже температуры разложения карбамида, причем охлаждающую жидкость закачивают в массе от 1/12 до 1/6 массы теплоносителя с температурой, не более чем на 120°C меньшей температуры теплоносителя.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2015 года RU2560036C1

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ 2010
  • Соломатин Александр Георгиевич
  • Осипов Андрей Валерьевич
  • Иванов Денис Александрович
RU2435951C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ И СВЕРХВЯЗКОЙ НЕФТИ 2011
  • Бакиров Ильшат Мухаметович
  • Амерханов Марат Инкилапович
  • Шестернин Валентин Викторович
  • Рахимова Шаура Газимьяновна
  • Султанов Альфат Салимович
RU2470149C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ 2011
  • Ибатуллин Равиль Рустамович
  • Амерханов Марат Инкилапович
  • Рахимова Шаура Газимьяновна
  • Шестернин Валентин Викторович
  • Хисамов Раис Салихович
RU2486334C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ (ВАРИАНТЫ) 2007
  • Алтунина Любовь Константиновна
  • Кувшинов Владимир Александрович
  • Стасьева Любовь Анатольевна
RU2361074C2
Топчак-трактор для канатной вспашки 1923
  • Берман С.Л.
SU2002A1

RU 2 560 036 C1

Авторы

Ибатуллин Равиль Рустамович

Амерханов Марат Инкилапович

Шестернин Валентин Викторович

Береговой Антон Николаевич

Фадеев Владимир Гелиевич

Даты

2015-08-20Публикация

2014-07-04Подача