СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ ПРИРОДНОГО БИТУМА И ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ С ПРИМЕНЕНИЕМ ЗАКАЧКИ ПАРА И ВОДОРАСТВОРИМОГО КАТАЛИЗАТОРА АКВАТЕРМОЛИЗА Российский патент 2024 года по МПК E21B43/24 C09K8/592 E21B47/06 

Изобретение относится к способам разработки залежей высоковязкой нефти и природного битума тепловыми методами с применением закачки водяного пара и водорастворимого катализатора акватермолиза во вновь пробуренных или уже эксплуатируемых скважинах. При этом особенностью заявленного способа является то, что разработку пласта ведут с применением технологий циклической закачки пара (CSS) на вертикальных, наклонно-направленных, горизонтальных скважинах или по технологии парогравитационного дренажа (SAGD). При этом в случае применения циклической закачки пара предварительно закачивают водяной пар для прогрева пласта, далее закачивают водный раствор водорастворимого катализатора акватермолиза - сульфата переходного металла из ряда Cr, Mn, Fe, Co, Ni, Cu, Zn, Mo с массовой концентрацией от 20% до 50%. Для продавки остатков катализатора из ствола скважины в пласт закачивают дополнительно горячую воду не менее 1 объема скважины и для максимально эффективной пропитки пласта катализатором скважину оставляют на технологический отстой, после чего закачивают пар и выдерживают время для его конденсации, после чего начинают отбор скважиной продукции. При этом обеспечивается повышение эффективности добычи тяжелой нефти и природного битума.

Далее в тексте заявителем приведены термины, которые необходимы для облегчения однозначного понимания сущности заявленных материалов и исключения противоречий и/или спорных трактовок при выполнении экспертизы по существу и при использовании заявленного технического решения.

Циклическая закачка пара (от англ. Cyclic Steam Stimulation) - это метод добычи тяжелой нефти путем закачки определенного количества пара в скважину и ее закрытия на период до тех пор, пока тепловая энергия пара не будет передана в пласт, а затем возврат скважины в эксплуатацию (Sheng, J. (2013). Enhanced oil recovery field case studies. Waltham, Mass.: Elsevier).

Парогравитационный дренаж (от англ. Steam Assisted Gravity Drainage) - разновидность тепловых методов увеличения нефетеизвлечения, предполагающий бурение парных скважин, в одну из которых производится непрерывная закачка пара при параллельном и непрерывном отборе (дренировании) разогретой водонефтяной смеси из добывающей скважины (Захарченков, Н. В. Метод парогравитационного дренажа SAGD / Н. В. Захарченков // Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна (Опыт, инновации) : материалы Восьмой Всероссийской научно-технической конференции (посвященной 100-летию со дня рождения Муравленко Виктора Ивановича), Тюмень, 24 декабря 2012 года. - Тюмень: Тюменский государственный нефтегазовый университет, 2012. - С. 89-91. - EDN TUCWUB).

На дату подачи заявки в мире запасы традиционных легкой нефти стремительно уменьшаются из-за долговременной и широкомасштабной добычи. В связи с этим для того, чтобы снизить давление на разработку традиционных запасов нефти, необходимо эффективно разрабатывать месторождения трудноизвлекаемых и нетрадиционных запасов углеводородов, в первую очередь высоковязкой нефти и природного битума, доля которых в общих запасах нефти составляет более 60%. Однако обычные методы, применяемые для добычи традиционной нефти (например, закачка воды), оказываются неприменимыми для данных объектов. Технической проблемой является то, что разработка месторождений высоковязкой нефти и природного битума осложняется их высокими значениями вязкости, плотности и значительным содержанием смолисто-асфальтеновых соединений.

Из уровня техники известны методы увеличения нефтеотдачи (МУН) для повышения эффективности разработки месторождений высоковязкой нефти и природного битума, основными из которых являются методы закачки растворителя и водяного пара. Известные методы позволяют за счет разбавления (закачка растворителя) или повышения температуры (закачка пара) снизить вязкость и повысить подвижность высоковязкой нефти и природного битума в пластовых условиях, и за счет этого осуществлять промышленные процессы добычи.

Создание условий для подземного облагораживания высоковязкой нефти и природного битума (частичная переработка тяжелых фракций непосредственно в пласте) при воздействии водяным паром за счет применения катализатора процессов акватермолиза позволит повысить рентабельность освоения месторождений высоковязкой нефти и природного битума, их транспортировки и переработки.

Из исследованного заявителем уровня техники выявлено изобретение по патенту № СА2342955 «Способ разработки залежей тяжелых нефтей и природных битумов». Сущностью известного технического решения является способ закачки пара, который приводит к формированию паровой камеры, далее ведется совместная закачка растворителя на углеводородной основе и пара и отбор продукции. Процесс дополнительно включает циклическое чередование совместной закачки пара и углеводородного растворителя.

Недостатком известного способа является то, что не учитывается фазовое состояние растворителя в пластовых условиях, приводится только температура кипения растворителей в поверхностных условиях, также не ведется мониторинг температуры в зоне паровой камеры. Соответственно, отсутствует возможность контроля фазового состояния растворителя в пласте, что не позволяет получить максимальную эффективность от применения данного вида закачки. К другому недостатку способа можно отнести использование алифатических углеводородов в качестве растворителей. Они способны приводить к выпадению тяжелых фракций (асфальтенов) при взаимодействии с тяжелыми нефтями и природными битумами, что будет обуславливать ухудшение фильтрационно-емкостных свойств породы (снижение проницаемости) вплоть до кольматации пласта.

Известен способ по патенту РФ №2455475 «Способ разработки месторождений высоковязких нефтей с малыми толщинами пластов методом циклической закачки растворителя и пара в одиночные наклонно направленные скважины». Сущностью прототипа является способ разработки месторождений высоковязких нефтей с малыми толщинами пластов методом циклической закачки растворителя и пара в одиночные наклонно направленные скважины, включающий бурение в продуктивном стволе восходящего участка скважины, размещение в этом участке колонны насосно-компрессорных труб с центраторами для циклической закачки растворителя через них и эксплуатационной колонны с насосом для отбора нефти, отличающийся тем, что максимальный угол кривизны восходящего участка скважины расположен в подошвенной части пласта, проводку восходящего участка ведут с углом подъема не менее 5-8° от подошвы пласта, забой восходящего участка располагают ниже кровли не менее 2 м и перед спуском колонны труб, которые выполняют теплоизолированными, восходящий участок скважины оборудуют фильтром с двумя вскрытыми зонами в начале и конце этого участка, а межтрубное пространство между фильтром иколонной труб и между вскрытыми зонами изолируют пакером, при этом насос располагают в пределах подошвенной части продуктивного пласта, выше вскрытой зоны в начале восходящего участка скважины, но ниже забоя восходящего участка скважины, растворитель и пар закачивают поочередно в кровельную часть пласта через вскрытую зону в конце восходящего участка скважины, осуществляют выдержку для распределения тепла в пласте, затем начинают отбор жидкости насосом.

Недостатки известного способа:

- не происходит подземного облагораживания нефти, что снижает эффективность нефтеотдачи по сравнению с заявленным техническим решением;

- вязкость снижается обратимо (за счет нагрева и разбавления растворителем) и повышается при подъеме добываемой жидкости на поверхность;

- добываемая нефть содержит большое количество тяжелых компонентов;

- использование алифатических углеводородов в качестве растворителей для добычи тяжелых нефтей и природных битумов может привести к выпадению тяжелых компонентов нефти асфальтенов) и ухудшению фильтрационно-емкостных свойств породы (снижение проницаемости) вплоть до кольматации пласта.

Из исследованного заявителем уровня техники выявлено изобретение по патенту № RU 2475637 C2 «Способ диспергирования нанокатализаторов в нефтеносные пласты (варианты)», включающий закачку каталитического материала, содержащего нанокатализатор, в пласт, содержащий тяжелую нефть, воздействие на тяжелую нефть и каталитический материал восстановителем, установку парогенератора в стволе скважины, находящейся в сообщении с пластом, генерирование и выпуск пара из парогенератора для нагрева тяжелой нефти, содержащей каталитический материал, образование более легких нефтепродуктов из тяжелой нефти в пласте, имеющих пониженную вязкость, и извлечение более легких нефтепродуктов из пласта.

Недостатком известного способа является то, что он не может быть внедрен в промышленном масштабе ввиду того, что в данном способе отсутствует описание технологии воздействия паром как таковой, например циклическая закачка пара и катализатора, а также выдержка после обработки. Вместе с тем, существенным недостатком известного способа является использование нанокатализатора (имеется в виду водная суспензия гетерогенного катализатора, который подается в пласт), при закачке которого в пласт может произойти его преждевременная агрегация и последующая адсорбция на породе, что может привести к снижению фильтрационно-емкостных свойств породы (снижению проницаемости) и кольматации пласта. Кроме того, использование водной суспензии нанокатализатора не обеспечит его распределение в пласте на большие площади, то есть охват будет незначительным.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому техническому решению, выбранному заявителем в качестве прототипа, является изобретение по патенту RU 2717849 «Способ разработки битуминозных карбонатных коллекторов с использованием циклической закачки пара и катализатора акватермолиза». Сущностью прототипа является способ разработки битуминозных карбонатных коллекторов с применением циклической закачки пара и катализатора акватермолиза, заключающийся в том, что в пробуренную или уже эксплуатируемую одиночную наклонно-направленную скважину с эксплуатационной колонной диаметром не менее 168 мм опускают колонну насосно-компрессорных труб с заглушенными концом и выполненными на концевом участке отверстиями для закачки рабочего агента в интервал щелевой перфорации продуктивного пласта; через отверстия трубы производят закачку катализатора акватермолиза нефти, который состоит из органической нефтерастворимой соли никеля - 20-50% масс., смеси алифатических и ароматических углеводородов - 50-80% масс. посредством цементировочного агрегата с использованием насосов при скорости закачки в продуктивный пласт 1-5 м³/ч; объем закачки рассчитывают по формуле (1) при условии наличия данных по размерам паровой камеры: V_к = h_пл*(π*R_пк²)*ρ_п*W_б*(W_Ме*Mr_c/Mr_Me)/(W_с*ρ_k) (1), где h_пл - высота перфорированной части ствола скважины в продуктивной зоне пласта, м; R_пк - радиус паровой камеры по горизонтали, м; ρ_п - плотность породы, тонн/м³; W_б - массовая доля битума (или нефти) в продуктивной зоне пласта; W_Ме - массовая доля переходного металла по отношению к массе битума (или нефти), проявляющая оптимальную каталитическую эффективность; M_rc - молекулярная масса органической нефтерастворимой соли переходного металла, г/моль; Mr_Me - молекулярная масса переходного металла, г/моль; W_c - массовая доля органической нефтерастворимой соли переходного металла в закачиваемом растворе; ρ_к - плотность закачиваемого раствора катализатора, тонн/м³; объем закачки рассчитывают по формуле (2) при условии отсутствия данных по размерам паровой камеры: V_к = V_н*ρ_б*(W_Ме*Mr_c/Mr_Me)/(W_с*ρ_k) (2), где V_н - объем добытого битума (или нефти) на предыдущем цикле закачки пара, м³; ρ_б - плотность битума (или нефти), тонн/м³; W_к - массовая доля переходного металла по отношению к массе битума (или нефти), проявляющая оптимальную каталитическую эффективность; Mr_c - молекулярная масса органической нефтерастворимой соли переходного металла, г/моль; Mr_Me - молекулярная масса переходного металла, г/моль; W_c - массовая доля органической нефтерастворимой соли переходного металла в закачиваемом растворе; ρ_к - плотность закачиваемого раствора катализатора, тонн/м³; через эти же отверстия трубы производят закачку органического растворителя, состоящего из смеси алифатических и ароматических углеводородов, с возможностью вымывания остатков закаченного ранее катализатора из ствола скважины и доставки его в нефтенасыщенную зону пласта, объем закачки растворителя рассчитывают по формуле (3) V_p = 1,5* (h_НКТ*(π*R_НКТ²)+(h_ВДП-h_НКТ) *(π*R_ЭК²)) (3), где h_НКТ - длина участка НКТ, по которой закачивался катализатор, м; R_НКТ - радиус участка НКТ, по которой закачивался катализатор, м; h_ВДП - длина скважины от устья до ВДП, м; R_ЭК - радиус эксплуатационной колонны; закрывают скважину на срок не менее двух суток с возможностью обеспечения максимально эффективной пропитки продуктивного пласта закачанными ранее катализатором и растворителем, закачивают пар при температуре, от 200°С до 350°С, при давлении в пласте от 3,0 МПа до 15,0 МПа, прогревают продуктивный пласт, доводят до температуры от 200°С до 300°С и продолжают закачку пара в течение не менее пяти суток с возможностью протекания реакций акватермолиза в продуктивном пласте, скважину останавливают на срок от 5 суток до 14 суток, производят отбор жидкой продукции из скважины.

Недостатками прототипа являются:

- затрудненность или невозможность осуществления способа на обводненных пластах, которые разрабатывались с использованием заводнения, ввиду использования нефтерастворимого катализатора, который не смешивается с водой;

- невысокие фильтрационно-емкостные свойства породы (снижение проницаемости) ввиду использования органического растворителя, состоящего из смеси алифатических и ароматических углеводородов, что может привести к выпадению тяжелых компонентов нефти (асфальтенов) и кольматации пласта;

- высокая доля тяжелых компонентов нефти (смол и асфальтенов) относительно исходной нефти;

- низкая доля легких компонентов нефти (насыщенных углеводородов и ароматических углеводородов);

- низкий коэффициент вытеснения нефти;

- высокая вязкость нефти.

Технической проблемой, решаемой заявленным изобретением, является устранение указанных выше недостатков прототипа.

Техническим результатом заявленного решения является создание способа разработки залежей природного битума и высоковязкой нефти с применением закачки пара и водорастворимого катализатора акватермолиза, благодаря чему устраняются недостатки прототипа, а именно:

- возможность осуществления способа на обводненных пластах, которые разрабатывались с использованием заводнения за счет использования водорастворимого катализатора, который смешивается с водой;

- отсутствие ухудшения или повышение фильтрационно-емкостных свойств породы (проницаемость повышается или не ухудшается) за счет отсутствия выпадения тяжелых компонентов нефти (афальтенов) ввиду отсутствия органического растворителя, состоящего из смеси алифатических и ароматических углеводородов;

- снижение доли тяжелых компонентов нефти (смол и асфальтенов) относительно исходной нефти;

- увеличение доли легких компонентов нефти (насыщенных углеводородов и ароматических углеводородов);

- увеличение коэффициента вытеснения нефти;

- снижение вязкости нефти.

Заявитель уточняет, что водорастворимые катализаторы акватермолиза на основе неорганических водорастворимых солей переходных металлов из ряда Cr, Mn, Fe, Co, Ni, Cu, Zn, Mo, выбраны в связи с тем, что представляют собой ряд готовых продуктов, объединенных общими признаками, а именно:

- все представленные готовые к применению катализаторы получают по одной и той же технологии путем растворения водорастворимых солей переходных металлов из ряда Cr, Mn, Fe, Co, Ni, Cu, Zn, Mo в воде;

- одинаковое каталитическое действие для всех катализаторов заключается в снижении энергии активации реакции крекинга для осуществления облагораживания нефти, различие будет лишь в активности катализатора в зависимости от применения того или иного металла.

Заявленное техническое решение реализовано через одиночную вертикальную, наклонно-направленную, горизонтальную скважину или парные горизонтальные скважины преимущественно через опущенную в вертикальную, или наклонно-направленную, или парные горизонтальные скважины насосно-компрессорную трубу НКТ (РД 39-0147014-217-86, ТУ 14-3-1229-83).

Насосно-компрессорные трубы (НКТ) служат для извлечения жидкости и газа из скважин, нагнетания воды, сжатого воздуха (газа) и производства различных видов работ по текущему и капитальному ремонту скважин, при этом оборудование оснащено требуемым комплектом датчиков контроля за различными параметрами скважины, как то давления, температуры, расхода.

Сущностью заявленного технического решения является способ разработки залежей природного битума и высоковязкой нефти с применением закачки в пробуренную или уже эксплуатируемую скважину пара и раствора катализатора акватермолиза - соли переходного металла, заключающийся в том, что

производят закачку водяного пара сухостью не менее 80% для прогрева пласта до температуры не менее 160°С при разработке циклической закачкой пара - в вертикальную, или наклонно-направленную, или горизонтальную скважину, при разработке технологией парогравитационного дренажа - в одну из парных горизонтальных скважин,

далее подачу пара прекращают и посредством насосов в продуктивный пласт закачивают раствор катализатора акватермолиза, в качестве которого используют водный раствор водорастворимого катализатора акватермолиза - сульфата переходного металла, выбранного из ряда Cr, Mn, Fe, Co, Ni, Cu, Zn, Mo, с массовой концентрацией от 20 до 50%;

далее для продавки из ствола скважины в пласт остатков водного раствора указанного катализатора акватермолиза закачивают дополнительно горячую воду не менее 1 объема скважины;

далее закрывают скважину на время, необходимое для адсорбции указанного катализатора акватермолиза, которое определяется исходя из пластовых условий и свойств породы коллектора, с возможностью обеспечения максимально эффективной пропитки продуктивного пласта закачанным указанным катализатором акватермолиза;

далее закачивают пар при температуре более 200°С при разработке циклической закачкой пара - в указанную скважину, при разработке технологией парогравитационного дренажа - в паронагнетательную скважину, прогревают продуктивный пласт до температуры более 200°С, объем закачиваемого пара и время закачки определяют из технологической возможности и условий пласта для обеспечения возможности протекания реакций акватермолиза в продуктивном пласте, но не менее 5 сут,

при разработке циклической закачкой пара после закачки пара указанную скважину закрывают до окончания конденсации пара в призабойной зоне пласта на период капиллярной пропитки пласта, контроль ведут по падению устьевого или забойного давления: при снижении темпа падения забойного давления ниже 0,5 МПа/сут начинают отбор продукции из указанной скважины, далее производят отбор продукции из скважины,

при разработке технологией парогравитационного дренажа отбор продукции не производится в течение указанных выше не менее 5 суток для обеспечения возможности протекания реакций акватермолиза в продуктивном пласте, далее режим работы добывающей и паронагнетательной скважины подбирают для обеспечения наибольшей эффективности процесса парогравитационного дренажа.

Таким образом, при последовательной/параллельной закачке водорастворимого катализатора акватермолиза и пара происходит интенсификация химических процессов, за счет которых необратимо снижается вязкость нефти, снижается доля тяжелых фракций, увеличивается доля легких фракций, повышается подвижность нефти, что в совокупности обеспечивает повышение коэффициента вытеснения нефти.

Заявленное техническое решение иллюстрируется Фиг.1, 2.

На Фиг.1 представлена схема осуществления способа разработки залежи природного битума и высоковязкой нефти с применением закачки пара и водорастворимого катализатора акватермолиза на вертикальных и наклонно-направленных скважинах, где:

1а - закачка катализатора после прогрева пласта в течении нескольких циклов воздействия паром,

1б - продавка остатков катализатора из ствола скважины в пласт, закачивают дополнительно подготовленную техническую воду не менее 1 объема скважины,

1в - остановка скважины для пропитки раствором катализатора на время, необходимое для адсорбции катализатора, которое определяется исходя из пластовых условий и свойств породы коллектора, с возможностью обеспечения максимально эффективной пропитки продуктивного пласта закачанным ранее катализатором,

1г - закачка пара при температуре более 200°С,

1д - остановка скважины для капиллярной пропитки,

1е - отбор флюида.

Красным цветом обозначена зона повышенной температуры пласта после воздействием пара.

Горчичным цветом обозначено снижение температуры пласта.

Коричневым цветом обозначена зона пласта, не подвергшаяся температурному воздействию.

Зеленой стрелкой обозначена закачка катализатора.

Красной стрелкой обозначена закачка пара.

Синей стрелкой обозначен отбор флюида.

Овалом зеленого цвета обозначена зона проникновения катализатора

Кругом красного цвета обозначена остановка скважины

На Фиг.2 представлена схема осуществления способа разработки залежи природного битума и высоковязкой нефти с применением закачки пара и водорастворимого катализатора акватермолиза на парных горизонтальных скважинах при технологии парогравитационного дренажа, где:

2а - закачка катализатора после прогрева пласта или нескольких циклов воздействия паром, в зависимости от выбранной технологии;

2б - продавка остатков катализатора из ствола скважины в пласт, закачивают дополнительно подготовленную техническую воду не менее 1 объема скважины ;

2в - остановка скважины для пропитки раствором катализатора на время, необходимое для адсорбции катализатора, которое определяется исходя из пластовых условий и свойств породы коллектора, с возможностью обеспечения максимально эффективной пропитки продуктивного пласта закачанным ранее катализатором

2г - закачка пара при температуре более 200°С в верхнюю и/или нижнюю горизонтальные скважины

2д - отбор флюида из нижней горизонтальной скважины, продолжение закачки пара в верхнюю горизонтальную скважину.

Красным цветом обозначена зона повышенной температуры пласта после воздействия паром.

Горчичным цветом обозначено снижение температуры пласта.

Зелеными точками обозначено распределение катализатора в пласте.

Красными стрелками обозначена закачка пара.

Желтыми стрелками обозначен отбор флюида.

Синими стрелками обозначена закачка подготовленной технической воды.

Ниже приведен общий порядок действий осуществления заявленного технического решения на вертикальной, наклонно-направленной, горизонтальной скважине с целью обеспечения реализации поставленных целей и заявленного технического результата (схема на Фиг.1):

Для проведения закачки используется вновь пробуренная или уже эксплуатируемая вертикальная/наклонно-направленная/горизонтальная скважина. В скважине возможно предусмотреть установку термостойкого пакера с механической посадкой выше продуктивного интервала.

1. Компоновка внутрискважинного оборудования может отличатся в зависимости от условий пласта, глубины залегания, свойств пластовых флюидов и выбранных технологических решений. В общем случае в эксплуатационную колонну опускают колонну насосно-компрессорных термоизолированных труб для закачки рабочего агента в в целевой продуктивного пласта. Производят циклическую закачку водяного пара сухостью не менее 80% для прогрева пласта до температуры не менее 160°С.

2. Далее подачу пара прекращают и в продуктивный пласт закачивают водорастворимый катализатор акватермолиза, который состоит из водного раствора неорганической соли переходного металла из ряда Cr, Mn, Fe, Co, Ni, Cu, Zn, Mo с массовой концентрацией от 20% до 50%, при помощи насосного агрегата (например, цементировочный агрегат с насосами для закачки ЦА-320).

3. Далее выполняется продавка остатков катализатора из ствола скважины в пласт, для этого закачивают дополнительно подготовленную техническую воду не менее 1 объема скважины.

4. Скважину закрывают на время, необходимое для адсорбции катализатора, которое определяется исходя из пластовых условий и свойств породы коллектора, с возможностью обеспечения максимально эффективной пропитки продуктивного пласта закачанным ранее катализатором.

5. Закачивают пар с температурой более 200°С для прогрева продуктивного пласта до температуры более 200°С, объем закачиваемого пара и время закачки определяется из технологической возможности и условий пласта, для обеспечения возможности протекания реакций акватермолиза в продуктивном пласте требуется не менее 5 суток. При этом контроль разогрева пласта осуществляют с использованием устройства измерения температуры в межскважинном и прилегающем пространстве, а также расчетным способом при помощи математических моделей, поддержание пластовой температуры осуществляют путем изменения расхода и температуры подаваемого пара.

6. После закачки пара скважину закрывают до окончания конденсации пара в призабойной зоне пласта, на период капиллярной пропитки пласта, контроль ведут по падению устьевого или забойного давления, при снижении темпа падения забойного давления ниже 0,5 МПа/сут начинают отбор продукции из скважины.

7. Производят отбор продукции из скважины.

При малых объемах отбора нефти, ниже рентабельных, например, менее 1% нефти на общий отбор жидкой продукции, осуществляют повторные циклы, включающие однократную закачку и выдержку водорастворимого катализатора, и многократные закачки пара (целесообразно не более пяти раз) и его выдержки до достижения максимального коэффициента извлечения нефти из продуктивного пласта.

Ниже приведен общий порядок действий осуществления заявленного технического решения на парных горизонтальных скважинах при технологии парогравитационного дренажа с целью обеспечения реализации поставленных целей и заявленного технического результата (см. Фиг.2). Для проведения закачки используется пробуренные или уже эксплуатируемые парные горизонтальные скважины, имеющие горизонтальные участки верхней и нижний скважин.

1. Компоновка внутрискважинного оборудования может отличаться в зависимости от условий пласта, глубины залегания, свойств пластовых флюидов и выбранных технологических решений. В общем случае в эксплуатационную колонну паронагнетательной скважины опускают колонну насосно-компрессорных термоизолированных труб для закачки рабочего агента в целевой продуктивный пласт. Производят закачку водяного пара сухостью не менее 80% для прогрева пласта до температуры не менее 160°С.

2. Далее подачу пара прекращают и в паронагнетательную скважину закачивают водорастворимый катализатор акватермолиза, который состоит из водного раствора неорганической соли переходного металла из ряда Cr, Mn, Fe, Co, Ni, Cu, Zn, Mo с массовой концентрацией от 20% до 50%, при помощи насосного агрегата (например, цементировочный агрегат с насосами для закачки ЦА-320).

3. Далее выполняется продавка остатков катализатора из ствола скважины в пласт, для этого закачивают дополнительно подготовленную техническую воду не менее 1 объема скважины.

4. Далее в паронагнетательную скважину продолжают закачку пара при температуре более 200°С, прогревают продуктивный пласт до температуры более 200°С, при этом отбор продукции не производится в течении не менее 5 суток для обеспечения возможности протекания реакций акватермолиза в продуктивном пласте.

5. Далее начинают отбор продукции, режим работы добывающей и нагнетательной скважины подбирается для обеспечения наибольшее эффективности процесса парогравитационного дренажа.

Далее заявителем приведены примеры осуществления заявленного способа для добычи углеводородных флюидов из нефтеносного пласта, смоделированного в лабораторных условиях, которые соответствуют условиям, имеющимся в пласте. В качестве пилотного объекта выбрано месторождение Бока де Харуко с карбонатным типом коллектора.

Соответствие условий проведения лабораторного эксперимента параметрам пилотного месторождения позволяет получить максимально достоверную информацию по оценке эффективности заявленного технического решения.

Были определены следующие показатели: изменение компонентного состава (SARA-анализ: насыщенные углеводороды, ароматические углеводороды, смолы, асфальтены), вязкости нефти и коэффициента вытеснения нефти в зависимости от переходного металла, содержания соли переходного металла в воде, а также от давления и температуры паротеплового воздействия, представлено в виде Таблицы 1 на Фиг.1.

Оценку степени облагораживания нефти (по результатам определения вязкости нефти и компонентного состава (SARA-анализа (насыщенные углеводороды, ароматические углеводороды, смолы, асфальтены), а также эффективности способа (исследования по определению коэффициента вытеснения нефти) в пластовых условиях проводили на лабораторной установке согласно изобретению по патенту РФ № 2655034 «Устройство для исследования внутрипластового горения и парогравитационного дренажа», моделирующую закачку пара сухостью не менее 80% на вертикальных, наклонно-направленных скважинах или с применением парных горизонтальных скважин. В лабораторную установку, моделирующую закачку пара сухостью не менее 80% на вертикальных, наклонно-направленных скважинах или с применением парных горизонтальных скважин, помещали насыщенную нативной нефтью породу и нагревали до температуры 160°С для предварительного прогрева, далее закачивали водорастворимый катализатор, который состоит из водного раствора неорганической соли переходного металла из ряда Cr, Mn, Fe, Co, Ni, Cu, Zn, Mo с массовой концентрацией от 20% до 50%. Рабочее давление было на уровне 6,0-15,0 МПа. Температура была выбрана в диапазоне 200-300°С при продолжительности процесса не менее 5 суток. Отбор жидкой продукции производили, если падение давления составляло не менее чем 0,5 МПа/сут.

Далее заявителем приведены примеры осуществления заявленного технического решения.

Пример 1

В лабораторную установку помещают насыщенную нативной нефтью породу, закачивают пар сухостью 80%, аналогично, как на вертикальных, наклонно-направленных скважинах или с применением парных горизонтальных скважин, и нагревают до температуры 160°С для предварительного прогрева.

Далее закачивают водорастворимый катализатор на основе переходного металла хрома в виде 25% масс. водного раствора водорастворимой соли - сульфата хрома.

Далее закачивают горячую техническую воду.

Далее выдерживают время, необходимое для адсорбции катализатора, например, 2 суток.

Далее паротепловое воздействие ведут в условиях, аналогичных пластовым - закачивают пар при рабочей температуре, например, +200°С и давлении, например, 9,0 Мпа, доводят до температуры 200°С, продолжают закачку пара в течение 7 суток.

Затем процесс прекращают до окончания конденсации пара, контроль ведут по падению давления в установке на 0,5 МПа/сут.

Затем производят отбор жидкой продукции.

Пример 2

В лабораторную установку закачивают пар сухостью 80%, аналогично, как на вертикальных, наклонно-направленных скважинах или с применением парных горизонтальных скважин, помещают насыщенную нативной нефтью породу и нагревают до температуры 160°С для предварительного прогрева.

Далее закачивают водорастворимый катализатор на основе переходного металла марганца в виде 30% масс. водного раствора водорастворимой соли - сульфата марганца.

Далее закачивают горячую техническую воду.

Далее выдержали время, необходимое для адсорбции катализатора, например, 3 суток.

Далее паротепловое воздействие ведут в условиях, аналогичных пластовым, закачивают пар при рабочей температуре, например, +250°С и давлении, например, 10,0 Мпа, доводят до температуры 250°С, продолжают закачку пара в течение 9 суток.

Затем процесс прекращают до окончания конденсации пара, контроль ведут по падению давления в установке на 0,55 МПа/сут.

Затем производят отбор жидкой продукции.

Пример 3

В лабораторную установку закачивают пар сухостью 80%, аналогично, как на вертикальных, наклонно-направленных скважинах или с применением парных горизонтальных скважин, помещают насыщенную нативной нефтью породу и нагревают до температуры 160 °С для предварительного прогрева.

Далее закачивают водорастворимый катализатор на основе переходного металла железа в виде 20% масс. водного раствора водорастворимой соли - сульфата железа.

Далее закачивают горячую техническую воду.

Далее выдержали время, необходимое для адсорбции катализатора, например, 5 суток.

Далее паротепловое воздействие ведут в условиях, аналогичных пластовым, закачивают пар при рабочей температуре, например, +350°С и давлении, например, 113,0 Мпа, доводят до температуры 300°С, продолжают закачку пара в течение 6 суток.

Затем процесс прекращают до окончания конденсации пара, контроль ведут по падению давления в установке на 0,51 МПа/сут.

Затем производят отбор жидкой продукции.

Пример 4

В лабораторную установку закачивают пар сухостью 80%, аналогично, как на вертикальных, наклонно-направленных скважинах или с применением парных горизонтальных скважин, помещают насыщенную нативной нефтью породу и нагревают до температуры 160°С для предварительного прогрева.

Далее закачивают водорастворимый катализатор на основе переходного металла кобальта в виде 10% масс. водного раствора водорастворимой соли - сульфата кобальта.

Далее закачивают горячую техническую воду.

Далее выдержали время, необходимое для адсорбции катализатора, например, 7 суток.

Далее паротепловое воздействие ведут в условиях, аналогичных пластовым, закачивают пар при рабочей температуре, например, +225°С и давлении, например, 7,0 МПа, доводят до температуры 225°С, продолжают закачку пара в течение 6 суток.

Затем процесс прекращают до окончания конденсации пара, контроль ведут по падению давления в установке на 0,52 МПа/сут.

Затем производят отбор жидкой продукции.

Отбор жидкой продукции производят при падении давления в установке 0,52 МПа/сут.

Пример 5

В лабораторную установку закачивают пар сухостью 80%, аналогично, как на вертикальных, наклонно-направленных скважинах или с применением парных горизонтальных скважин, помещают насыщенную нативной нефтью породу и нагревают до температуры 160°С для предварительного прогрева.

Далее закачивают водорастворимый катализатор на основе переходного металла никеля в виде 15% масс. водного раствора водорастворимой соли - сульфата никеля.

Далее закачивают горячую техническую воду.

Далее выдержали время, необходимое для адсорбции катализатора, например, 8 суток.

Далее паротепловое воздействие ведут в условиях, аналогичных пластовым, закачивают пар при рабочей температуре, например, +300°С и давлении, например, 15,0 Мпа, доводят до температуры 300°С, продолжают закачку пара в течение 10 суток.

Затем процесс прекращают до окончания конденсации пара, контроль ведут по падению давления в установке на 0,55 МПа/сут.

Затем производят отбор жидкой продукции.

Отбор жидкой продукции производят при падении давления в установке 0,55 МПа/сут.

Пример 6

В лабораторную установку закачивают пар сухостью 80%, аналогично, как на вертикальных, наклонно-направленных скважинах или с применением парных горизонтальных скважин, помещают насыщенную нативной нефтью породу и нагревают до температуры 160°С для предварительного прогрева.

Далее закачивают водорастворимый катализатор на основе переходного металла меди в виде 40% масс. водного раствора водорастворимой соли - сульфата.

Далее закачивают горячую техническую воду.

Далее выдержали время, необходимое для адсорбции катализатора, например, 10 суток.

Далее паротепловое воздействие ведут в условиях, аналогичных пластовым, закачивают пар при рабочей температуре, например, +275°С и давлении, например, 13,0 Мпа, доводят до температуры 275°С, продолжают закачку пара в течение 8 суток.

Затем процесс прекращают до окончания конденсации пара, контроль ведут по падению давления в установке на 0,51 МПа/сут.

Затем производят отбор жидкой продукции.

Пример 7

В лабораторную установку закачивают пар сухостью 80%, аналогично, как на вертикальных, наклонно-направленных скважинах или с применением парных горизонтальных скважин, помещают насыщенную нативной нефтью породу и нагревают до температуры 160°С для предварительного прогрева.

Далее закачивают водорастворимый катализатор на основе переходного металла цинка в виде 50% масс. водного раствора водорастворимой соли - сульфата цинка.

Далее закачивают горячую техническую воду.

Далее выдержали время, необходимое для адсорбции катализатора, например, 12 суток.

Далее паротепловое воздействие ведут в условиях, аналогичных пластовым, закачивают пар при рабочей температуре, например, +300°С и давлении, например, 15,0 Мпа, доводят до температуры 300°С, продолжают закачку пара в течение 9 суток.

Затем процесс прекращают до окончания конденсации пара, контроль ведут по падению давления в установке на 0,52 МПа/сут.

Затем производят отбор жидкой продукции.

Пример 8

В лабораторную установку закачивают пар сухостью 80%, аналогично, как на вертикальных, наклонно-направленных скважинах или с применением парных горизонтальных скважин, помещают насыщенную нативной нефтью породу и нагревают до температуры 160°С для предварительного прогрева.

Далее закачивают водорастворимый катализатор на основе переходного металла молибдена в виде 1% масс. водного раствора водорастворимой соли - сульфата молибдена.

Далее закачивают горячую техническую воду.

Далее выдержали время, необходимое для адсорбции катализатора, например, 14 суток.

Далее паротепловое воздействие ведут в условиях, аналогичных пластовым, закачивают пар при рабочей температуре, например, +200°С и давлении, например, 6,0 МПа, доводят до температуры 200°С, продолжают закачку пара в течение 7 суток.

Затем процесс прекращают до окончания конденсации пара, контроль ведут по падению давления в установке на 0,50 МПа/сут.

Затем производят отбор жидкой продукции.

Обобщенные результаты экспериментов приведены в Таблице 1, где показан коэффициент вытеснения нефти в зависимости от времени воздействия.

Таблица 1

Примеры SARA состав нефти, мас. % Вязкость при
50°С,
сП Насыщенные углеводороды Ароматические углеводороды Смолы Асфальтены Исходная нефть 18,6 32,3 32,3 16,8 11680 Пример 1 23,8 36,3 27,7 12,2 4185 Пример 2 25,5 33,3 26,6 14,6 4582 Пример 3 29,7 40,7 19,0 10,6 1721 Пример 4 37,4 34,6 18,5 9,5 1545 Пример 5 32,1 21,3 38,7 8,0 985 Пример 6 30,5 32,9 25,1 11,5 5120 Пример 7 21,3 22,6 40,2 15,9 8102 Пример 8 40,5 36,5 16,1 6,9 898

В соответствии с таблицей 1 можно сделать следующие выводы:

• снижена доля тяжелых компонентов нефти относительно исходной нефти:

- смол с 32,3 % масс. до 16,1 % масс (то есть на 49,8 % отн.),

- асфальтенов с 16,8% масс. до 6,9 % масс (на 59,0 % отн.);

• увеличена доля легких компонентов нефти:

- насыщенных углеводородов с 18,6 % масс. до 40,5 % масс (на 54,1 % отн.),

- ароматических углеводородов с 32,3 % масс. до 40,7 % масс. (на 20,6 % отн.);

• при закачке пара с катализатором максимальный коэффициент вытеснения нефти составил 45,21% (см. Таблицу 1 на Фиг.1).

• снижена вязкость относительно исходной нефти с 11680 до 898 сП (в 13 раз).

Основываясь на изложенных выше результатах, возможно констатировать, что заявителем решена выявленная техническая проблема и достигнут заявленный технический результат - разработан способ разработки залежей природного битума и высоковязкой нефти с применением закачки пара и водорастворимого катализатора акватермолиза, благодаря чему устранены недостатки прототипа, а именно:

- возможность осуществления способа на обводненных пластах, которые разрабатывались с использованием заводнения за счет использования водорастворимого катализатора, который смешивается с водой;

- отсутствие ухудшения фильтрационно-емкостных свойств породы (отсутствие снижение проницаемости) за счет отсутствия выпадения тяжелых компонентов нефти (асфальтенов) ввиду отсутствия органического растворителя, состоящего из смеси алифатических и ароматических углеводородов;

- снижена доля тяжелых компонентов нефти (смол и асфальтенов) относительно исходной нефти, когда водорастворимый катализатор, который состоит из неорганической водорастворимой соли переходного металла из ряда Cr, Mn, Fe, Co, Ni, Cu, Zn, Mo в воде, закачивается в паро-нагнетательную скважину, что улучшает процесс взаимодействия тяжелой нефти с катализатором и интенсификацию катализатором разрушения связей в молекулах смол и асфальтенов и осуществления облагораживания нефти и снижению их доли (смол и асфальтенов);

- увеличена доля легких компонентов нефти (насыщенных углеводородов и ароматических углеводородов) благодаря интенсификации катализатором, который состоит из неорганической водорастворимой соли переходного металла из ряда Cr, Mn, Fe, Co, Ni, Cu, Zn, Mo в воде, разрушения связей в молекулах смол и асфальтенов, снижению их (смол и асфальтенов) доли, отрыву алкильных заместителей от молекул смол и асфальтенов и переходу их (алкильных заместителей) во фракцию насыщенных углеводородов;

- снижена вязкость нефти благодаря улучшению процесса интенсификации разрушения связей в молекулах смол и асфальтенов, снижению их (смол и асфальтенов) доли и увеличению содержания легких углеводородов за счет применения закачки водорастворимого катализатора, состоящего из неорганической водорастворимой соли переходного металла из ряда Cr, Mn, Fe, Co, Ni, Cu, Zn, Mo в воде.

Таким образом, заявленный способ обеспечивает повышение нефтеотдачи - эффективности и результативности процесса добычи высоковязких флюидов, например - тяжелой нефти и природного битума.

Представленные примеры осуществления заявленного технического решения показывают эффективность его использования на разведанных и эксплуатируемых месторождениях углеводородного сырья, в том числе на месторождениях, которые ранее не вовлеченных в разработку по причине высокой стоимости извлечения вязкого флюида и низкой рентабельности.

В настоящее время использование заявленного технического решения обеспечивает возможность повышения эффективности разработки вследствие достижения более высокого коэффициента вытеснения и облагораживания нефти в пластовых условиях не только на ранее используемых, но и на вновь разрабатываемых месторождениях тяжелой нефти и природного битума.

Заявленное техническое решение соответствует условию патентоспособности «новизна», так как из исследованного уровня техники не выявлены технические решения, обладающие заявленной совокупностью признаков, приведенных в независимом пункте формулы, обеспечивающих достижение заявленных результатов.

Заявленное техническое решение соответствует условию патентоспособности «изобретательский уровень», предъявляемому к изобретениям, так как, по мнению заявителя, разработан принципиально новый способ обработки скважин с последовательной закачкой водорастворимого катализатора акватермолиза и пара, что обеспечивает значительное превосходство заявленного технического решения над известными способами на дату представления заявленного технического решения.

Заявленное техническое решение соответствует условию патентоспособности «промышленная применимость», предъявляемому к изобретениям, так как его можно реализовать в промышленном производстве для добычи тяжелой нефти и природных битумов с использованием стандартного оборудования, известных средств и материалов.

Изобретение относится к способам разработки залежей высоковязкой нефти и природного битума. Технический результат - возможность разработки обводненных пластов, отсутствие ухудшения или повышение проницаемости, снижение доли тяжелых компонентов нефти относительно исходной нефти, увеличение коэффициента вытеснения нефти, снижение вязкости нефти. В способе разработки залежей природного битума и высоковязкой нефти производят закачку водяного пара сухостью не менее 80% для прогрева пласта до температуры не менее 160°С, далее подачу пара прекращают и посредством насосов в продуктивный пласт закачивают водный раствор водорастворимого катализатора акватермолиза - сульфата переходного металла, выбранного из ряда Cr, Mn, Fe, Co, Ni, Cu, Zn, Mo, с массовой концентрацией от 20 до 50%. Далее закачивают дополнительно горячую воду не менее 1 объема скважины. Далее закрывают скважину на время, необходимое для адсорбции указанного катализатора акватермолиза. Далее закачивают пар при температуре более 200°С не менее 5 сут. Разработку в заявленном способе ведут циклической закачкой пара или технологией парогравитационного дренажа. 2 ил., 1 табл., 8 пр.

Способ разработки залежей природного битума и высоковязкой нефти с применением закачки в пробуренную или уже эксплуатируемую скважину пара и раствора катализатора акватермолиза - соли переходного металла, отличающийся тем, что

производят закачку водяного пара сухостью не менее 80% для прогрева пласта до температуры не менее 160°С при разработке циклической закачкой пара - в вертикальную, или наклонно-направленную, или горизонтальную скважину, при разработке технологией парогравитационного дренажа - в одну из парных горизонтальных скважин,

далее подачу пара прекращают и посредством насосов в продуктивный пласт закачивают раствор катализатора акватермолиза, в качестве которого используют водный раствор водорастворимого катализатора акватермолиза - сульфата переходного металла, выбранного из ряда Cr, Mn, Fe, Co, Ni, Cu, Zn, Mo, с массовой концентрацией от 20 до 50%;

далее для продавки из ствола скважины в пласт остатков водного раствора указанного катализатора акватермолиза закачивают дополнительно горячую воду не менее 1 объема скважины;

далее закрывают скважину на время, необходимое для адсорбции указанного катализатора акватермолиза, которое определяется исходя из пластовых условий и свойств породы коллектора, с возможностью обеспечения максимально эффективной пропитки продуктивного пласта закачанным указанным катализатором акватермолиза;

далее закачивают пар при температуре более 200°С при разработке циклической закачкой пара - в указанную скважину, при разработке технологией парогравитационного дренажа - в паронагнетательную скважину, прогревают продуктивный пласт до температуры более 200°С, объем закачиваемого пара и время закачки определяют из технологической возможности и условий пласта для обеспечения возможности протекания реакций акватермолиза в продуктивном пласте, но не менее 5 сут,

при разработке циклической закачкой пара после закачки пара указанную скважину закрывают до окончания конденсации пара в призабойной зоне пласта на период капиллярной пропитки пласта, контроль ведут по падению устьевого или забойного давления: при снижении темпа падения забойного давления ниже 0,5 МПа/сут начинают отбор продукции из указанной скважины, далее производят отбор продукции из скважины,

при разработке технологией парогравитационного дренажа отбор продукции не производится в течение указанных выше не менее 5 сут для обеспечения возможности протекания реакций акватермолиза в продуктивном пласте, далее режим работы добывающей и паронагнетательной скважины подбирают для обеспечения наибольшей эффективности процесса парогравитационного дренажа.