Способ разработки залежей тяжелых и сверхвысоковязких нефтей

Изобретение относится к способам разработки залежей тяжелых и сверхвысоковязких нефтей и природных битумов тепловыми методами с использованием водяного пара, горячей воды и растворителей. Обеспечивает повышение эффективности способа и снижение материальных затрат. Сущность способа: способ включает закачку пара в пласт, прогрев пласта с созданием паровой камеры, совместную закачку пара и углеводородного растворителя и отбор продукции. Согласно изобретению в качестве углеводородного растворителя применяют смесь углеводородов предельного алифатического и ароматического рядов, основным компонентом которой является бензол. Совместную закачку пара и углеводородного растворителя осуществляют после достижения температуры в паровой камере не менее температуры фазового перехода смеси пара и углеводородного растворителя с поддержкой температуры в паровой камере не ниже температуры фазового перехода смеси пар - углеводородный растворитель. 1 табл., 1 ил.

 

Изобретение относится к способам разработки залежей тяжелых и сверхвысоковязких нефтей и природных битумов тепловыми методами с использованием водяного пара, горячей воды и растворителей.

Известен способ применения растворителей для добычи тяжелых нефтей (Забродин П.Е. и др. Вытеснение нефти из пласта растворителями. М.: Недра, 1968-224 с.). В качестве растворителя применялся стабильный газовый бензин, а в качестве проталкивающей жидкости рекомендуется отбензиненный сухой газ Минибаевского ГПЗ.

Недостатком данного способа являются низкая растворяющая способность газового бензина по отношению к тяжелым и сверхвысоковязким нефтям, а также необходимость в специальном высоконапорном насосном оборудовании, кроме этого большие энергозатраты на регенерацию растворителей, а также большие непроизводительные потери растворителя в прилегающих пластах.

Известен способ извлечения вязкой нефти с повышенным содержанием асфальтеновых компонентов (патент США №4469177, Е21В 43/24, опубл. 04.09.1984 г.). Способ, включающий закачку в пласт ароматического растворителя, содержащего 45-60% фенолов, карбоновых кислот и их ангидридов последовательно с закачкой пара, с одновременным отбором продукции при продолжающейся закачке пара.

Недостатком способа является то, что последовательная закачка растворителя и пара менее эффективна, чем их совместная закачка. Кроме того, растворитель, содержащий в своем составе фенол, не соответствует требованиям экологической безопасности.

Также известен способ внутрипластовой добычи битумов и тяжелой нефти за счет циклической закачки растворителя (патент Канады №2349234, Е21В 43/22, опубл. 31.05.2001 г.), включающий закачку растворителя, снижающего вязкость нефти, при давлении в коллекторе выше давления перехода жидкой фазы в паровую. В качестве растворителя применяются углеводороды, метан, пропан, а также CO₂, которые закачиваются под высоким давлением. Кроме этого для разжижения смеси растворителя и тяжелой нефти применяется разжижитель. Обычными компонентами разжижителей являются пентан, гексан и гептан. Способ осуществляется через одиночную горизонтальную скважину.

Недостатком способа является применение парафиновых углеводородных растворителей и разжижителей, которые способствуют осаждению асфальтосмолистых веществ при взаимодействии с тяжелыми и сверхвысоковязкими нефтями, что ведет к снижению проницаемости пласта. Применение одиночной горизонтальной скважины снижает охват пласта воздействием. Необходимость применения высоких давлений при закачке газового растворителя требует дорогостоящего специального оборудования.

Наиболее близок к предлагаемому способ разработки залежей тяжелых нефтей и природных битумов (патент Канады №2342955, Е21В 43/24, опубл. 04.10.2002 г.). Способ включает закачку пара, создание паровой камеры, совместную закачку пара и углеводородного растворителя и отбор продукции. Процесс дополнительно включает циклическое чередование совместной закачки пара и углеводородного растворителя.

По данному способу не контролируется температура паровой камеры. Кроме того, при закачке не учитывается фазовое состояние растворителя в пластовых условиях, приводятся только температура кипения растворителей в поверхностных условиях. Еще одним недостатком способа является применение парафиновых углеводородных растворителей, которые способны вызвать осаждение асфальтосмолистых веществ при взаимодействии с тяжелыми и сверхвысоковязкими нефтями. Все эти факторы обуславливают низкую эффективность нефтеизвлечения тяжелых и сверхвысоковязких нефтей по данному способу.

Задачей изобретения является повышение эффективности извлечения тяжелых и сверхвысоковязких нефтей и сокращение материальных затрат за счет совместной закачки пара и углеводородного растворителя, представляющего смесь углеводородов предельного алифатического и ароматического рядов, основным компонентом которой является бензол, после достижения температуры в паровой камере не менее температуры фазового перехода жидкость/пар смеси пара и углеводородного растворителя и поддержкой температуры в паровой камере не ниже температуры кипения смеси пар - углеводородный растворитель.

Поставленная задача решается способом разработки залежей тяжелых и сверхвысоковязких нефтей, включающим закачку пара в пласт, прогрев пласта с созданием паровой камеры, совместную закачку пара и углеводородного растворителя и отбор продукции.

Новым является то, что в качестве углеводородного растворителя применяют смесь углеводородов предельного алифатического и ароматического рядов, основным компонентом которой является бензол, а совместную закачку пара и углеводородного растворителя осуществляют после достижения температуры в паровой камере не менее температуры фазового перехода смеси пара и углеводородного растворителя с поддержкой температуры в паровой камере не ниже температуры фазового перехода смеси пар - углеводородный растворитель.

На чертеже представлен пример конкретного исполнения (График зависимости давления насыщенных паров водяного пара, бензола и их смеси от температуры).

Существует множество классификаций трудноизвлекаемых запасов нефтей. Согласно налоговому кодексу РФ, с введением дифференцированного налогообложения на добычу полезных ископаемых (НДПИ), предложена следующая классификация а) к тяжелым (высоковязким) нефтям относятся нефти, вязкость которых в пластовых условиях свыше 200 мПа·с и до 10000 мПа·с; б) к сверхвысоковязким (СВН) - нефти с вязкостью в пластовых условиях свыше 10000 мПа·с.

Основные трудности при добыче тяжелых и сверхвысоковязких нефтей связаны с их аномально высокими вязкостями в пластовых условиях. Существующие методы разработки тяжелых и сверхвысоковязких нефтей направлены на снижение их вязкости либо путем разогрева пласта, либо закачкой агентов, снижающих вязкость нефти, т.е. растворителей. Растворители - это индивидуальные химические соединения или смеси, способные растворять различные вещества, т.е. образовывать с ними однородные системы переменного состава, состоящие из двух или большего числа компонентов. Углеводородные растворители, получаемые из нефти, в зависимости от состава углеводородов подразделяются на парафиновые (П), изопарафиновые (И), нафтеновые (Н), ароматические (А) и смешанные (С). Разогрев пласта может осуществляться закачкой теплоносителя, в качестве которого используют: водяной пар, парогаз или горячую воду, при этом нефть размягчается, становится подвижной и ее можно добывать скважинными методами. При воздействии на тяжелые и сверхвысоковязкие нефти углеводородными растворителями происходит полное смешение нефти и растворителя и снижается вязкость нефти. Комбинация этих двух методов ведет к увеличению эффективности извлечения тяжелых и сверхвысоковязких нефтей.

Наиболее эффективными для добычи тяжелых и сверхвысоковязких нефтей при паротепловом воздействии с применением растворителей являются режимы давления и температуры в пласте, которые должны быть такими, чтобы углеводородный растворитель изначально находился в парообразном, а не в жидком состоянии, для того, чтобы развилась паровая камера. Серьезным недостатком метода, основанного на закачке растворителя, является то, что режимы температуры и давления в пласте редко находятся на уровне температуры кипения известных растворителей. Поэтому необходимо регулировать давление и/или температуру, чтобы создать такие пластовые условия, при которых использование конкретного растворителя будет эффективным, т.е. чтобы он находился в парообразном состоянии.

С целью определения этих условий нами были рассчитаны зависимости давления насыщенных паров водяного пара и растворителя и их смеси от температуры. Для примера расчетов в качестве растворителя возьмем абсорбент А-2, который представляет смесь углеводородов предельного алифатического и ароматического рядов. Поскольку основным компонентом углеводородного растворителя абсорбент А-2 является бензол, свойства которого являются определяющими для данного растворителя, то его и берем для расчета зависимости давления от температуры смеси водяного пара и растворителя.

Давлением насыщенного пара называется равновесное давление, которое создается при T=const некоторым количеством вещества в закрытом сосуде, не содержащем посторонних газов. Равновесие чистого вещества со своим насыщенным паром графически изображается кривой зависимости давления насыщенного пара от температуры. Аналитически равновесие двух фаз в однокомпонентной системе определяется термодинамическим уравнением Клаузиуса - Клайперона, которое в упрощенном виде имеет вид:

где ΔН_исп - мольная теплота испарения жидкого вещества,

R - универсальная газовая постоянная;

p - давление;

T - абсолютная температура К.

В интегрированном виде это уравнение приобретает следующий вид:

на основе которого и получены зависимости для водяного пара и бензола, приведенные на графике.

При осуществлении технологии паротеплового воздействия в композиции с растворителями мы имеем дело с двухкомпонентными или бинарными системами: водяной пар - растворитель или горячая вода - растворитель. Рассматриваемая нами система бензол - водяной пар относится к системам с ограниченной растворимостью. Практически все углеводородные растворители (толуол, нефрас 150/200, который является растворителем смешанного состава, содержащий углеводороды всех классов; и др.) относятся к таким системам. Эти жидкости не взаимодействуют между собой и практически не смешиваются друг с другом (при 20°С в воде растворяется 0,054 г бензола, а при той же температуре растворяется 0,082 г воды в 0,1 дм³ бензола). Жидкости, не смешивающиеся друг с другом, образуют два слоя. При нагревании смеси таких жидкостей давление пара каждой жидкости будет таким же, как и давление пара ее в чистом виде, независимо от наличия другой жидкости. Каждая жидкость в смеси будет вести себя так, как будто отсутствует другая жидкость. Общее давление пара смеси P таких жидкостей будет равно сумме парциальных давлений паров обоих компонентов p₁ и p₂ при данной температуре. Смесь начнет кипеть тогда, когда при данной температуре сумма давлений насыщенных паров обоих ее компонентов станет равной внешнему (атмосферному) давлению. Точка кипения смеси не смешивающихся друг с другом жидкостей всегда будет ниже точек кипения обоих ее компонентов. Это объясняется тем, что общее давление паров смеси P всегда большее, чем парциальное давление p₁ или p₂ каждой отдельно взятой жидкости.

Было рассчитано на основе этого равенства общее давление смеси водяного пара и бензола и построена зависимость общего давления от температуры, которая представлена на графике. Как известно, увеличение внешнего давления будет способствовать увеличению температуры кипения жидкости. Но в случае, когда жидкости не смешиваются (вода + растворитель), температура кипения смеси при этом всегда будет ниже температуры кипения отдельных ее компонентов.

Пример конкретного выполнения. На опытном участке Ашальчинского месторождения сверхвысоковязкой нефти, находящемся на глубине 90 м, представленным неоднородными пластами толщиной 20-30 м с температурой 8°С, давлением 0,5 МПа, нефтенасыщенностью 0,70 д.ед., пористостью 30%, проницаемостью 2,65 мкм², с нефтью, имеющей плотность 960 кг/м³ и вязкость 22000 мПа·с, пробурена пара горизонтальных двухустьевых скважин, которая состоит из нагнетательной скважины и добывающей скважины, горизонтальные участки которых размещены параллельно одна над другой в вертикальной плоскости продуктивного пласта и оснащены колонной насосно-компрессорных труб. В скважины спущены термодатчики по всей длине стволов, позволяющие контролировать температуру паровой камеры. До начала освоения добывающей горизонтальной скважины осуществлен прогрев межскважинной зоны путем одновременной циркуляции пара в каждой из указанных скважин. В процессе добычи сверхвысоковязкой нефти в нагнетательную скважину закачивали пар с температурой около 195°С, который, распространяясь вверх, создал увеличивающуюся в размерах паровую камеру, в том числе и за счет энергии конденсации пара в жидкость. Поддерживали давление в паровой камере, равное 0,911 МПа (9 атм). Рассчитали на основе формулы (2) зависимость давления насыщенного пара от температуры для водяного пара, для углеводородного растворителя и также общее давление смеси водяного пара и растворителя (в данном случае бензола). Из графика определено, что при давлении закачки (P_з), равном 0,911 МПа (9 атм), водяной пар будет находиться в парообразном состоянии при температуре выше 175°С. Также по графику общего давления смеси водяного пара и растворителя определена температура, выше которой указанная смесь находится в парообразном состоянии при давлении 9 атм (0,911 МПа). Температура фазового перехода (кипения) смеси в данных условиях равна 140°С. Дополнительно, температура паровой камеры контролируется по показаниям термодатчиков. Если температура паровой камеры около 175°С, что превышает температуру фазового перехода жидкость/пар смеси пара и углеводородного растворителя (140°С), следовательно, можно начинать совместную закачку в пласт водяного пара и жидкого нефтяного растворителя. При этом давление закачки (P_з) должно превышать пластовое давление (Р_пл) для создания положительного градиента давления, способствующего движению смеси в пласт. В процессе закачки жидкий растворитель, двигаясь совместно с паром по колонне НКТ, прогревается до температуры кипения смеси пара и растворителя и начинает испаряться, т.е. осуществляется фазовый переход жидкость/пар, и достигает границ паровой камеры уже в парообразном состоянии. При этом пар, имеющий исходную высокую температуру (195°С), даже отдав часть своего тепла на нагревание растворителя, остается в парообразном состоянии с температурой выше 175°С. На границе паровой камеры происходит теплообмен между парами растворителя и сверхвысоковязкой нефтью, в результате нефть разогревается, вязкость ее снижается, а подвижность увеличивается. Часть растворителя конденсируется и в жидком виде смешивается с сверхвысоковязкой нефтью, что тоже ведет к снижению ее вязкости. Нефть с исходной вязкостью 32700 мПа·с при температуре 8°С при добавлении в нее 10% мас. растворителя при температуре 40°С имеет вязкость, равную 140 мПа·с, т.е. исходная вязкость снижается в 230 раз. Ставшая подвижной нефть продвигается по пласту и отбирается через добывающую скважину.

Если же температура в паровой камере ниже температуры кипения смеси пара и растворителя (например, 130°С), то растворитель в паровой камере будет находиться в жидком состоянии и не достигнет границ паровой камеры, где происходит контакт между нефтью и растворителем. При этом не произойдет снижения вязкости сверхвысоковязкой нефти и приток ее к добывающей скважине уменьшится, следовательно, эффективность извлечения нефти также снизиться. Чтобы этого не произошло необходимо и после начала совместной закачки пара и растворителя контролировать и поддерживать температуру в паровой камере не ниже температуры фазового перехода жидкость/пар (кипения) смеси пар-углеводородный растворитель (140°С при 0,9 МПа).

Если температура снижается, то необходимо увеличить долю пара в закачиваемой смеси углеводородный растворитель-пар. В противном случае произойдет охлаждение паровой камеры, и растворитель будет находиться в ней в конденсированном (жидком) состоянии. При переходе растворителя из жидкого в парообразное состояние его первоначальный объем увеличивается в сотни раз, в частности для бензола в 187 раз. С увеличением объема растворителя увеличивается и охват пласта воздействием, что ведет к увеличению эффективности способа в целом. Эффективность способа подтверждают результаты фильтрационных опытов по вытеснению сверхвысоковязкой нефти Ашальчинского месторождения паром совместно с растворителями абсорбент А-2, нефрас 150/200, абсорбент Н на насыпных моделях. Результаты представлены в таблице.

Как видно из таблицы, при первичном вытеснении сверхвысоковязкой нефти только паром коэффициент вытеснения нефти составил в среднем 52,5%, при довытеснении этой нефти смесью пара с углеводородным растворителем конечный коэффициент вытеснения возрос, соответственно, до 75,90% для абсорбента А-2, до 82,38% для нефраса 150/200, представляющего смесь углеводородов, в том числе предельного алифатического и ароматического рядов, основным компонентом которой является бензол, и до 66,00% для Абсорбента H, который является смесью парафино-олефиновых углеводородов. Прирост коэффициента вытеснения нефти за счет совместного применения пара и углеводородного растворителя, представляющего смесь углеводородов предельного алифатического и ароматического рядов, основным компонентом которой является бензол, в среднем, составил 27,2%. Прирост коэффициента вытеснения за счет применения растворителя абсорбент H, являющегося смесью парафино-олефиновых углеводородов, составил всего 13,30%, т.е. в два раза ниже по сравнению с вышеуказанными растворителями. Следовательно, совместная закачка пара и углеводородного растворителя повышает эффективность вытеснения сверхвысоковязкой нефти. При этом эффективность вытеснения нефти выше при применении растворителя, представляющего смесь углеводородов предельного алифатического и ароматического рядов, основным компонентом которой является бензол.

Предлагаемый способ повышает эффективность извлечения сверхвысоковязких нефтей и снижает материальные затраты за счет совместной закачки пара и углеводородного растворителя, представляющего смесь углеводородов предельного алифатического и ароматического рядов, основным компонентом которой является бензол после достижения температуры в паровой камере не менее температуры фазового перехода жидкость/пар смеси пара и углеводородного растворителя и поддержкой температуры в паровой камере не ниже температуры кипения смеси пар - углеводородный растворитель.

Способ разработки залежей тяжелых и сверхвысоковязких нефтей, включающий закачку пара в пласт, прогрев пласта с созданием паровой камеры, совместную закачку пара и углеводородного растворителя и отбор продукции, отличающийся тем, что в качестве углеводородного растворителя применяют смесь углеводородов предельного алифатического и ароматического рядов, основным компонентом которой является бензол, а совместную закачку пара и углеводородного растворителя осуществляют после достижения температуры в паровой камере не менее температуры фазового перехода смеси пара и углеводородного растворителя с поддержкой температуры в паровой камере не ниже температуры фазового перехода смеси пар - углеводородный растворитель.