Способ разработки залежи вязкой нефти или битума

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки залежей тяжелых нефтей или битумов, и может быть использовано при добыче вязких нефтей или битумов физико-химически-тепловым воздействием на пласт. Обеспечивает повышение нефтеотдачи пласта за счет снижения вязкости пластовой нефти и увеличения пластовой энергии в результате образования в залежи режима растворенного газа. Сущность изобретения: способ включает физико-химическое и тепловое воздействие на разрабатываемый пласт. Для этого на устье скважины в сосудах при давлении от 30 до 70 МПа получают смесь пара, нефти с вязкостью, не превышающей вязкости разрабатываемой залежи, и неконденсирующихся газов - азота и углекислого газа. Полученную смесь оставляют до остывания до температуры ниже 147,13°С с растворением смеси газов в нефти. В однофазном - жидком состоянии при давлении насыщения газами, меньшем или равном пластовому давлению, смесь закачивают через скважину в разрабатываемый пласт. 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки залежей тяжелых нефтей или битумов, и может быть использовано при добыче вязких нефтей или битумов физико-химическим и тепловым воздействием на пласт.

Известен способ разработки массивных залежей нефти с трещиновато-пористо-кавернозными породами поэтажно-этапным способом (патент РФ № 1343914, МПК Е21В 43/22, опубл. 09.08.1995), по которому в период отбора пластовых флюидов через добывающие скважины, пробуренные на следующий этаж, через скважины, пробуренные на верхний этаж, закачивают вместе с нефтью углекислый газ. В результате растворения в пластовой нефти углекислого газа на первом этапе возрастает пластовое давление, увеличиваются объемный коэффициент пластовой нефти, ее газосодержание, давление насыщения и создаются условия для возобновления эксплуатации скважин первого этажа.

Известен способ вытеснения нефти из залежи массивного типа (а.с. № 1667432, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.12.1996), по которому в купольную часть пласта закачивают газ, например азот, обладающий максимальным давлением смешиваемости с нефтью. В зоны опережающего продвижения фронта вытеснения осуществляют закачку газа (сухой или жирный углеводородный газ или их смеси) с более низким давлением смешиваемости с нефтью. При этом газ закачивают со скоростью, меньшей, чем скорость закачки азота.

Известен способ повышения продуктивности скважины (патент РФ № 2235870, МПК Е21В 43/263, опубл. 10.09.2004) за счет термогазохимического воздействия на призабойную зону скважин и повышения подвижности добываемого флюида, в частности вязкой нефти, за счет ее насыщения газом и разогрева.

Известен способ добычи вязкой нефти или битума из пласта (а.с. № 834339, МПК Е21В 43/24, опубл. БИ № 20, 1981), включающий нагрев пласта путем закачки в него теплоносителя и газа, при этом до последующего нагрева пласта газ закачивают периодически.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому является способ добычи вязкой нефти или битума из пласта (патент РФ № 2223398, МПК 7 Е21В 43/24, опубл. 10.02.2004), принятый за ближайший аналог, по которому осуществляют добычу вязкой нефти или битума из пласта физико-химическим и тепловым воздействием на пласт, путем закачки в него теплоносителя и газа. В качестве газа используют смесь неконденсирующихся газов, образующихся в процессе сгорания жидкого топлива, при следующем соотношении компонентов, мас.%: азот 15,2-19,0, углекислый газ 4,8-6,0, при этом содержание газа в смеси с теплоносителем составляет 20-25 мас.%, а закачку смеси и пара по количеству закачиваемого пара осуществляют по эмпирической формуле.

Недостатком способа является малая доля растворимости неконденсирующихся газов при существующих давлениях в нефтяном пласте. Так как при наличии свободного газа в пласте происходит прорыв парогазотепловой смеси к эксплуатационным скважинам, в результате уменьшается охват теплового и физико-химического воздействия на пласт по площади.

Технический результат, на достижение которого направлено предлагаемое изобретение, заключается в повышении нефтеотдачи пласта, за счет снижения вязкости пластовой нефти, и увеличения пластовой энергии в результате образования в залежи режима растворенного газа.

Технический результат достигается тем, что в способе разработки залежи вязкой нефти и битума, включающем физико-химическое и тепловое воздействие на разрабатываемый пласт, новым является то, что в разрабатываемый пласт через скважину закачивают газонефтепаровую смесь в однофазном состоянии, в которой давление насыщения газом меньше или равно пластовому давлению.

Однофазную газонефтепаровую смесь получают путем смешивания под давлением пара, смеси неконденсирующихся газов - азота и углекислого газа, образующихся в процессе сгорания углеводородного или углеродного топлива, а также нефти, вязкость которой не превышает вязкости разрабатываемого месторождения или менее вязкую.

Образование однофазной газонефтепаровой смеси осуществляют перед закачкой в разрабатываемый пласт в сосудах высокого давления при давлении от 30 до 70 МПа.

На чертеже представлен пример осуществления способа, где: 1 - установка парогазогенератора УМПГ-10/16; 2 - сосуд высокого давления (давление испытания 100 МПа); 3 - агрегат нагнетательный - АН-700; 4 - нагнетательная линия; 5 - задвижка; 6 - термометр; 7 - манометр; 8 - скважина нагнетательная.

Способ осуществляется следующим образом. В качестве источника парогаза используем УМПГ-10/16 1, где происходит сжигание жидкого топлива, и парогаз поступает в сосуд высокого давления 2, расположенный на устье нагнетательной скважины 8. При достижении давления 16 МПа задвижку 5 перекрывают и начинают сжимать парогаз в сосуде 8 до 70 МПа за счет нагнетания нефти нагнетательным агрегатом - АН-700 3. Под действием высокого давления от 30 до 70 МПа в сосуде 2 нефть, смесь неконденсирующихся газов (азотного и углекислого) и пар быстро смешиваются и образуется однофазная (в жидком состоянии) газонефтепаровая смесь, в которой давление насыщения газом меньше или равно пластовому давлению. Однофазную газонефтепаровую смесь в жидком состоянии, полученную путем сжатия пара, смеси неконденсирующихся газов - азота и углекислого газа и нефти, оставляют для остывания до температуры ниже 147,13°С (критической температуры азотного газа) и после этого закачивают через нагнетательную линию 4 в нагнетательную скважину 8.

Сущность предлагаемого способа заключается в том, что давление насыщения нефти газом и давление растворимости газа в нефти при определенных условиях отличаются в несколько раз. То есть давление растворимости газа в нефти всегда выше, чем давление насыщения нефти газом. При давлении от 30 до 70 МПа в сосудах, где смешивается нефть и газопаровая смесь, получается однофазная жидкость, которая будет иметь давление насыщения нефти газом меньше или равным среднему пластовому давлению на данный период разработки участка, и в процессе закачки давление нагнетания должно быть выше давления насыщения газонефтепаровой смеси. Растворение газа в нефти производится в течение времени остывания газонефтепаровой смеси до температуры 147,13°С и ниже.

Газонефтепаровая смесь, попадая в нефтеносный пласт, будет продвигаться радиально по площади нефтеносного пласта и по мере удаления от нагнетательной скважины смесь будет расширяться за счет упругости газонефтепаровой смеси и распыляться, смешиваясь с пластовой нефтью, так как, попадая на участки пласта с меньшим давлением, растворенный газ будет стремиться перейти в газовую фазу. В результате смешивания газонефтепаровой смеси с пластовой нефтью разрабатываемого участка снижается вязкость пластовой нефти за счет увеличения растворенного газа в нефти и повышения температуры залежи в зоне влияния закачки. В итоге увеличится пластовая энергия режима растворенного газа, увеличится гидропроводность пласта, следовательно, возрастет дебит добывающих нефть скважин.

Дополнительным влиянием на увеличение нефтеотдачи пласта по сравнению с тепловыми методами является более обширный охват нефтеносного пласта по площади за счет физико-химического воздействия.

Зависимость давления насыщения от состава и количества растворяющегося газа в газонефтепаровой смеси можно определить на примере реакции горения дизельного топлива в парогазогенераторной установке УМПГ-10/16 (максимальная производительность 10 т/ч пара при давлении 16 МПа).

1×С₁₈Н₃₆+27×O₂+N₂=18×CO₂+18H₂O+N₂

При сжигании 1кг (4 моли) дизельного топлива получим 1,6 м³ углекислого газа, 10 м³ азотного газа и 1,3 кг пресной воды. Давление насыщения газонефтепаротепловой смеси найдем по приближенным эмпирическим зависимостям. Например, по данным ТатНИИ давление насыщения нефти газом для нефтей Татарии и Башкирии (с газовым фактором от 2 до 40 м³/м³) можно определить из соотношения:

P_H=3,13+(N₂C₁C_T)*10^-4,

где Р_H - давление насыщения в МПа; С_т -газовый фактор м³/м³; N₂C₁ - содержание в газе азота и метана в % ( Справочная книга по добыче нефти. Под ред. д-ра техн. наук Ш.К.Гиматудинова. М., «Недра», 1974. стр.36.) Так как метан отсутствует в смеси, формула выглядит следующим образом:

P_H=3,13+(N₂C_T)*10^-4, в данном случае при получении 10 м³ N₂ - Р_H = 3,13+(80С_T)*10^-4.

Способ разработки залежи вязкой нефти или битума, включающий физико-химическое и тепловое воздействие на разрабатываемый пласт, отличающийся тем, что на устье скважины в сосудах при давлении от 30 до 70 МПа получают смесь пара, нефти с вязкостью, не превышающей вязкости разрабатываемой залежи, и неконденсирующихся газов - азота и углекислого газа, полученную смесь оставляют до остывания до температуры ниже 147,13°С с растворением смеси газов в нефти и в однофазном - жидком состоянии при давлении насыщения газами, меньшем или равном пластовому давлению, закачивают через скважину в разрабатываемый пласт.