Способ разработки залежи сверхвязкой нефти Российский патент 2020 года по МПК E21B43/22 E21B43/24 C09K8/592 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к

способам разработки залежи сверхвязкой нефти (СВН) методом паротеплового воздействия в сочетании с физико-химическими методами.

Известен способ разработки нефтяной залежи, заключающийся в том, что при вытеснении нефти паром в него добавляют углекислый газ (СО₂) (патент СА № 2351148, МПК C10G 1/04, Е21В 43/16, Е21В 43/34, опубл. 21.12.2002). Недостатком способа является то, что закачка СО2 в промысловых условиях вызывает повышенную коррозию нефтяного оборудования.

Известен способ разработки месторождения тяжелой (сверхвязкой) нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин, включающий закачку теплоносителя через двухустьевую горизонтальную нагнетательную скважину, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры и отбор продукции через двухустьевую горизонтальную добывающую скважину (патент РФ № 2340768 МПК Е21В 43/24, опубл. 10.12.2008 в бюл. № 34). Способ введения в пласт только пара для снижения вязкости сверхвязкой нефти недостаточно эффективен.

Известен способ разработки залежи сверхвязкой нефти (патент РФ № 2361074, МПК Е21В 43/24, С09К 8/592, опубл. 10.07.2009 в 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.

Недостатками данного способа являются многокомпонентность применяемого раствора, что осложняет его приготовление и использование в промысловых условиях, и низкая эффективность при разработке залежи сверхвязкой нефти.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти (патент РФ № 2470149, МПК Е21В 43/24, С09К 8/592, опубл. 20.12.2012 в бюл. № 35), включающий закачку пара в пласт с созданием паровой камеры, закачку водного раствора карбамида, закачку углеводородного растворителя и отбор продукции. Совместно с закачкой пара закачивают 20–40%-ный водный раствор карбамида в пропорции к пару 8:1, затем закачивают пар до восстановления температуры в пласте и далее закачивают пар с расчетным объемом углеводородного растворителя, который продвигают по пласту дальнейшей закачкой пара.

Недостатками способа являются низкая эффективность нефтеизвлечения и большой расход дорогостоящего пара и закачиваемых реагентов, что ведет к удорожанию процесса и снижению эффективности способа в целом.

Техническими задачами предлагаемого изобретения являются повышение эффективности паротеплового воздействия при разработке залежи сверхвязкой нефти за счет исключения нерационального расхода теплоносителя, водного раствора карбамида и углеводородного растворителя, снижение коррозии нефтяного оборудования и сокращение материальных затрат.

Технические задачи решаются способом разработки залежи сверхвязкой нефти, включающим закачку пара в пласт с созданием паровой камеры, закачку водного раствора карбамида, закачку углеводородного растворителя и отбор продукции.

Новым является то, что последовательно закачивают пар, оторочку 5–30%-ного водного раствора карбамида и оторочку углеводородного растворителя, продвигают оторочку углеводородного растворителя по пласту закачкой пара, перед закачкой оторочки углеводородного растворителя осуществляют технологическую паузу продолжительностью 2–5 ч, при этом объем оторочки водного раствора карбамида рассчитывают по формуле:

Vр-ра = (0,1÷0,4) · Vн / Vсо₂пл, (1)

где (0,1÷0,4) – коэффициент, который выбирается исходя из приемистости скважины;

Vн – объем добытой нефти, м³;

Vсо₂пл – объем углекислого газа, выделяющегося в пластовых условиях, м3,

объем оторочки закачиваемого жидкого углеводородного растворителя рассчитывают по формуле:

VР(ж) = (0,1÷0,4) · 0,53·Vн / Сар, (2)

где (0,1÷0,4) – коэффициент, который выбирается исходя из приемистости скважины;

0,53 – коэффициент, характеризующий соотношение объемов жидкого и парообразного растворителя;

Vн – объем добытой нефти, м³;

Сар – содержание ароматической фракции в растворителе, %.

В качестве раствора карбамида используют 5–30%-ный раствор карбамида (NH2)2CO в пресной воде (ГОСТ 2081-2010. КАРБАМИД. Технические условия). Карбамид при нормальных условиях негорюч, пожаро - и взрывобезопасен, по степени воздействия на организм относится к веществам 3-го класса опасности.

В качестве углеводородного растворителя используют растворитель промышленный (РП) ТУ 0258-007-06320171-2016 или его аналоги.

Сущность изобретения.

Из современных методов добычи сверхвязкой нефти наиболее эффективным является метод паротеплового воздействия на залежь путем закачки пара. Повысить эффективность паротеплового воздействия можно, если сочетать его с физико-химическими методами воздействия на пласт.

Химические реагенты, используемые в технологических процессах добычи нефти, должны быть относительно дешевыми, экологически безопасными и выпускаться крупнотоннажными партиями. Наилучшей добавкой является углекислый газ. Причины благоприятного влияния CO₂ – это увеличение проницаемости породы-коллектора по нефти и уменьшение вязкости нефти. Но закачка СО₂ в пласт в промысловых условиях требует больших затрат, связанных с получением, транспортировкой и подачей углекислого газа в нагнетательную скважину. Альтернативой может стать способ генерирования СО₂ в пласте путем закачки терморазлагающихся солей, разлагающихся под действием тепла с выделением углекислого газа, который растворяется в сверхвязкой нефти и увеличивает ее подвижность. К таким солям относятся водные растворы карбамида. При температуре выше 80°С раствор карбамида разлагается с образованием углекислого газа и аммиака:

(NH₂)₂CO + H₂O^t = CO₂ + 2NH₃.

Выделяющиеся при этом газы растворяются в воде: аммиак (NH3) – с образованием щелочи, СО₂ – с образованием угольной кислоты. В нефти углекислый газ растворяется в четыре-десять раз лучше, чем в воде (в среднем 200 м³/м³), и поэтому он может переходить из водного раствора в нефтяную фазу. Выделившийся углекислый газ способствует увеличению размеров и продолжительности существования паровой зоны, увеличению проницаемости пласта и снижению вязкости нефти.

Из-за взаимодействия щелочи с пластовыми жидкостями и породой пласта в пределах зоны теплового влияния происходят снижение межфазных натяжений, эмульгирование нефти и увеличение смачиваемости пласта водной фазой. Такое комплексное воздействие выделяющихся газов приводит к увеличению коэффициентов вытеснения нефти водой.

При этом концентрация водного раствора карбамида составляет 5–30% (по массе). Даже при минимальной концентрации карбамида в воде, равной 5%, из 1 м³ раствора карбамида в нормальных условиях выделяется 19 м³ СО₂, которые эффективно снижают вязкость нефти. Увеличение концентрации карбамида в воде выше 30% нецелесообразно, т.к. процесс растворения карбамида в воде относится к эндотермической реакции, которая сопровождается поглощением тепла. С повышением концентрации раствора карбамида увеличивается время растворения и требуется дополнительный нагрев раствора.

Еще одним реагентом, эффективно снижающим вязкость сверхвязкой нефти, является углеводородный растворитель, который легко смешивается с сверхвязкой нефтью и увеличивает ее подвижность.

Предлагаемый способ разработки залежи сверхвязкой нефти позволяет повысить эффективность паротеплового воздействия за счет исключения нерационального расхода теплоносителя, раствора карбамида и углеводородного растворителя, снижения коррозии нефтяного оборудования и сокращения материальных затрат.

По предлагаемому способу после закачки пара с созданием паровой камеры с минимально необходимой температурой 150°С, осуществляют последовательно закачку оторочки 5–30%-ного водного раствора карбамида по формуле (1). где (0,1÷0,4) коэффициент, который выбирается исходя из приемистости скважины. Если приемистость скважины ниже 300 м³/сут, то коэффициент составляет 0,1–0,2, если приемистость скважины выше 300 м³/сут, то коэффициент составляет 0,3–0,4, т.е., чем выше приемистость скважины, тем больше размер закачиваемой оторочки раствора карбамида и его концентрация.

Закачку раствора карбамида осуществляют последовательно после остановки закачки пара, потому что при совместной закачке раствора карбамида с паром из-за высокой температуры пара (190–200°С) происходит мгновенное выделение СО₂, часть которого может пойти в водонасыщенные пропластки, не достигнув нефтяного пласта. В результате в нефти растворяется меньшее количество СО₂, вязкость нефти при этом снижается в меньшей степени и, как следствие, снижается эффективность паротеплового воздействия при разработке залежи сверхвязкой нефти. Кроме этого, выделение СО₂ при прохождении через насосно-компрессорные трубы скважины вызывает коррозию нефтяного оборудования.

При последовательной закачке раствора карбамида после закачки пара прогрев раствора происходит постепенно по мере продвижения оторочки по пласту, и основной объем СО₂ начинает смешиваться (растворяться) непосредственно с нефтью. Поскольку вязкость сверхвязкой нефти высока, для того чтобы произошла диффузия углекислого газа в нефть, требуется время, поэтому осуществляется технологическая пауза (остановка закачки) продолжительностью 2–5 ч.

После окончания технологической паузы осуществляют закачку оторочки углеводородного растворителя по формуле (2), где (0,1÷0,4) - коэффициент, который выбирается исходя из приемистости скважины. Если приемистость скважины ниже 300 м³/сут, то коэффициент составляет 0,1–0,2, если приемистость скважины выше

300 м³/сут, то коэффициент составляет 0,3–0,4, т.е., чем выше приемистость скважины, тем больше размер закачиваемой оторочки растворителя.

Этого объема растворителя достаточно для дополнительного снижения вязкости ставшей уже подвижной СВН после взаимодействия с раствором карбамида. При этом происходит сокращение использования объемов дорогостоящего реагента. Оторочку растворителя проталкивают по пласту последовательной закачкой пара.

Для изучения механизма взаимодействия раствора терморазлагающейся соли карбамида с сверхвязкой нефтью проведены следующие исследования. В пробу сверхвязкой нефти, содержащей 20% связанной воды, вводилось расчетное количество в сухом виде карбамида, при этом концентрация карбамида в связанной воде составляла 5 % и 30 % (по массе).

В ходе исследований композиции СВН с растворами карбамида выдерживались в течение двух часов в термошкафу при температуре 80°С, после этого они охлаждались до комнатной температуры, и определялись их вязкость и плотность. Таким же испытаниям подвергалась нефть, не содержащая карбамида. Полученные результаты приведены в табл. 1.

Анализ результатов показал, что вязкость композиций СВН с добавкой карбамида разной концентрации снизилась на 3,6–8,5% по сравнению с вязкостью нефти, не содержащей карбамид. Чем выше концентрация карбамида в композиции, тем в большей степени снижается вязкость нефти. Следовательно, растворы карбамида эффективно снижают вязкость СВН и являются реагентом, способствующим повышению эффективности паротеплового воздействия на пласт.

Таблица 1 – Результаты влияния карбамида на свойства сверхвязкой нефти

Нефть после выдержки при 80°С в течение двух часов Наименование параметров СВН Композиция СВН с 5% карбамидом Композиция СВН с 30% карбамидом Плотность при 20 °С, г/см³ 0,978 0,978 0,975 Вязкость при 20 °С, мПа·с 8238 7938 7537

Способ реализуется следующим образом.

На устье нагнетательной скважины в соответствии с требованиями промышленной безопасности устанавливают следующее оборудование: емкость с раствором карбамида (автоцистерну), емкость с углеводородным растворителем (автоцистерну), дозировочный насос, регулирующее устройство по давлению с обратным клапаном, запорную арматуру.

Через паропровод, подведенный к устьевой арматуре нагнетательной скважины, для прогрева пласта с созданием паровой камеры закачивают пар с определенным расходом. После прогрева пласта до температуры не ниже 150°С закачку пара приостанавливают и начинают закачку оторочки 5–30%-ного водного раствора карбамида. Объем оторочки раствора карбамида рассчитывают по формуле:

Vр-ра = (0,1÷0,4) · Vн / Vсо₂пл.

После закачки оторочки карбамида осуществляют технологическую паузу (остановку) продолжительностью 2–5 ч для полного разложения карбамида в пласте. По окончании технологической паузы осуществляют закачку оторочки углеводородного растворителя. Объем оторочки закачиваемого жидкого углеводородного растворителя рассчитывают по формуле:

VР(ж) = (0,1÷0,4) · 0,53·Vн / Сар.

Продвигают оторочку углеводородного растворителя по пласту закачкой пара.

Пример конкретного выполнения способа.

На опытном участке Ашальчинского месторождения сверхвязкой нефти, находящемся на глубине 90 м, со средней нефтенасыщенной толщиной пласта 10 м, коэффициентом пористости 0,25, нефтенасыщенностью 0,6 пробурена пара горизонтальных скважин: нагнетательная и добывающая, при этом протяженность горизонтального участка скважин составляет 500 м. В нагнетательную скважину закачивают пар, который, распространяясь вверх, создает паровую камеру с минимально необходимой температурой 150°С. Давление закачки пара равно 0,7 МПа. Среднесуточный дебит по нефти составил 20 т.

После прекращения подачи пара в скважину осуществляют обвязку оборудования для присоединения автоцистерны с 20%-ным раствором карбамида к скважине.

Предварительно по данным АРМИТС определяют объем добытой нефти Vн за счет закачки пара, который для данной скважины равен 3000 м³. Затем рассчитывают необходимый объем оторочки раствора карбамида Vр-ра. Средняя приемистость скважины составляет 350 м³/сут, следовательно, коэффициент, зависящий от приемистости скважины, берем, равный 0,3.

В табл. 2 приведен расчет объемов выделившегося СО2 при разложении 1 м3 растворов карбамида различных концентраций при разных пластовых условиях.

Таблица 2 – Расчет объемов выделяющегося СО₂ из 1 м³ раствора карбамида разной концентрации в пластовых условиях

Массовая концентрация карбамида,
% Массо-объемная концентрация карбамида, См.о.,
кг/м³ Объем выделившегося СО₂ в н.у.,
м³ Объем выделившегося СО₂ в пластовых условиях, м³/м³ Vсо2пл при
0,7 МПа,
м³ Vсо2пл при
1 МПа,
м³ Vсо2пл при
1,5 МПа,
м³ 5 51,3 19,15 3,950 2,7649 1,8433 6 61,56 22,98 4,740 3,3179 2,2120 10 102,6 38,30 7,900 5,5299 3,6866 20 210,8 78,70 16,231 11,3616 7,5744 30 324,6 121,18 24,993 17,4952 11,6634 40 443,2 165,46 34,125 23,8874 15,9249 50 554 206,83 42,656 29,8593 19,9062 60 664,8 248,19 51,187 35,8311 23,8874

Из табл. 2 находим, что из 1 м³ 20%-ного раствора карбамида при пластовых условиях Р = 0,7 МПа и Т = 150°С выделяется 16,2 м³ углекислого газа.

Подставляя все приведенные значения (Vн, Vсо₂пл, 0,3) в формулу (1), находим объем оторочки 20%-ного раствора карбамида, равный 55,5 м³, который необходимо закачать в пласт.

Закачивают расчетный объем 20%-ного водного раствора карбамида с помощью насосного агрегата типа АНЦ-320 или аналога.

После закачки расчетного объема раствора карбамида оставляют скважину на технологическую паузу в течение двух часов.

Спустя два часа закачивают расчетный объем растворителя РП, содержащего 20 % ароматической фракции, с помощью насосного агрегата типа АНЦ-320 или аналога.

При переходе растворителя из жидкого в парообразное состояние его первоначальный объем увеличивается в сотни раз. Расчеты показали, что объем парообразного растворителя, содержащего 100% ароматической фракции, в 187 раз превышает объем 1 м3 этого растворителя в жидком виде. Необходимый объем для закачки жидкого растворителя РП VР(ж), содержащего 20 % ароматической фракции, рассчитывают по формуле:

VР(ж) = 0,3 ⋅ 1/187·Vн ⋅100%/20%,

которая, после всех сокращений, принимает вид:

VР(ж) = 0,3 ⋅ (0,53Vн)/Сар,

где Сар – содержание ароматической фракции в растворителе,

1/187 ⋅ 100 = 0,53.

Подставляя все данные в последнюю формулу, находим объем оторочки РП, равный 24,0 м³, который необходимо закачать в пласт.

После закачки растворителя возобновляют закачку пара, и дальнейшие работы проводят согласно утверждённому плану.

Максимальный дебит по нефти после последовательной закачки пара, 20%-ного раствора карбамида с размером оторочки Vр-ра и растворителя РП с размером оторочки VР(ж) достиг 29 т/сут. При этом было закачано 55,5 м³ 20%-ного водного раствора карбамида и 24,0 м³ растворителя РП. Прирост среднесуточного дебита по нефти увеличился на 9 т. По известному способу в аналогичных условиях было закачано совместно с паром 70 м³ 40%-ного водного раствора карбамида и 56 м³ растворителя одновременно с паром. При этом максимальный дебит также составил 29 т/сут, но при этом прирост среднесуточного дебита нефти увеличился на 7 т.

По сравнению с известным способом эффективность предлагаемого способа выше, поскольку при одинаковом среднесуточном дебите по предлагаемому способу суммарно закачано 79,5 м³ раствора карбамида и растворителя против 126 м³ суммарно закачанных растворов карбамида и растворителя по известному способу. Прирост среднесуточного дебита по нефти по предлагаемому способу выше, при этом концентрация водного раствора карбамида ниже, соответственно 30% и 40%. Уменьшение объемов закачки реагентов и снижение их концентрации при сохранении высокой эффективности способа позволяет сократить материальные издержки при осуществлении предлагаемого способа.

Предлагаемый способ разработки залежи сверхвязкой нефти повышает эффективность паротеплового воздействия при разработке залежи сверхвязкой нефти за счет последовательного способа закачки теплоносителя, раствора карбамида и углеводородного растворителя и исключения нерационального их расхода, снижения коррозии нефтяного оборудования и сокращения материальных затрат.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности паротеплового воздействия при разработке залежи сверхвязкой нефти, исключение нерационального расхода теплоносителя, раствора карбамида и углеводородного растворителя, снижение коррозии нефтяного оборудования, сокращение материальных затрат. Способ разработки залежи сверхвязкой нефти включает последовательную закачку в пласт пара с созданием паровой камеры, закачку оторочки 5–30%-ного водного раствора карбамида, технологическую паузу продолжительностью 2–5 ч, закачку оторочки углеводородного растворителя и отбор продукции. Объем оторочки водного раствора карбамида рассчитывают по формуле V_р-ра = (0,1÷0,4) ⋅ Vн / Vсо_2пл, где (0,1÷0,4) – коэффициент, который выбирается исходя из приемистости скважины; Vн – объем добытой нефти, м³; Vсо_2пл – объем углекислого газа, выделяющегося в пластовых условиях, м³. Объем оторочки закачиваемого жидкого углеводородного растворителя рассчитывают по формуле

V_Р(ж) = (0,1÷0,4) ⋅ 0,53·Vн / Сар, где (0,1÷0,4) – коэффициент, который выбирается исходя из приемистости скважины; 0,53 – коэффициент, характеризующий соотношение объемов жидкого и парообразного растворителя;

Vн – объем добытой нефти, м³; Сар – содержание ароматической фракции в растворителе, %. 2 табл., 1 пр.

Способ разработки залежи сверхвязкой нефти, включающий закачку пара в пласт с созданием паровой камеры, закачку водного раствора карбамида, закачку углеводородного растворителя и отбор продукции, отличающийся тем, что последовательно закачивают пар, оторочку 5–30%-ного водного раствора карбамида и оторочку углеводородного растворителя, продвигают оторочку углеводородного растворителя по пласту закачкой пара, перед закачкой оторочки углеводородного растворителя осуществляют технологическую паузу продолжительностью 2–5 ч, при этом объем оторочки водного раствора карбамида рассчитывают по формуле

V_р-ра = (0,1÷0,4) ⋅ Vн / Vсо_2пл,

где (0,1÷0,4) – коэффициент, который выбирается исходя из приемистости скважины;

Vн – объем добытой нефти, м³;

Vсо_2пл – объем углекислого газа, выделяющегося в пластовых условиях, м³,

объем оторочки закачиваемого жидкого углеводородного растворителя рассчитывают по формуле

V_Р(ж) = (0,1÷0,4) ⋅ 0,53·Vн / Сар,

где (0,1÷0,4) – коэффициент, который выбирается исходя из приемистости скважины;

0,53 – коэффициент, характеризующий соотношение объемов жидкого и парообразного растворителя;

Vн – объем добытой нефти, м³;

Сар – содержание ароматической фракции в растворителе,%.