Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти



Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти

 


Владельцы патента RU 2470149:

Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности парогравитационного воздействия и нефтеотдачи пласта. В способе разработки залежей сверхвязких нефтей, включающем закачку пара в пласт, прогрев пласта с созданием паровой камеры, совместную закачку пара и углеводородного растворителя в нагнетательную скважину с поддержанием температуры в паровой камере не ниже температуры фазового перехода пар - углеводородный растворитель и последующий отбор продукции из добывающей скважины, закачкой углеводородного растворителя закачивают 20-40%-ный водный раствор карбамида из расчета 12-15 т на 100 м горизонтального ствола скважины в пропорции к пару 8:1. Затем закачивают пар до восстановления температуры в пласте не менее 150°С. Далее закачивают пар с углеводородным растворителем. Объем углеводородного растворителя выбирают исходя из формулы:

где m - коэффициент пористости, д. ед.; L - длина работающей части пласта (выделенная на основе данных геофизических исследований (ГИС), м; Н - высота паровой камеры, м. После закачки углеводородного растворителя с паром переходят на закачку пара, пока дебит в добывающей скважине не снизится до значения, предшествующего началу обработки залежи раствором карбамида и углеводородным растворителем с паром в данной скважине, после чего обработку залежи периодически повторяют, пока прирост дебита в добывающей скважине не будет меньше на 10% от значения, предшествующего началу обработки залежи. 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки залежей нефтей тепловыми методами.

Известен способ разработки залежей высоковязких нефтей (Патент РФ №2361074, МПК Е21В 43/24, С09К 8/592, опубл. 10.07.2009. 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.

Недостатком данного способа является многокомпонентность раствора, что осложняет его приготовление и использование в промысловых условиях, а наличие ПАВ в составе не позволяет применять данный способ непосредственно во время паротепловой обработки, поскольку при температуре выше 80°С раствор ПАВ выпадает в осадок, теряет свои свойства и эффективность закачиваемого раствора снижается. Снижение вязкости высоковязкой нефти только за счет выделяющегося при разложении карбамида углекислого газа малоэффективно. Также не предусматривается применение данного способа в технологии парогравитационного воздействия с созданием паровой камеры.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки залежей сверхвысоковязких нефтей методом парогравитационного воздействия на пласт с использованием горизонтальных скважин (Патент РФ №2387818, МПК Е21В 43/24, опубл. 27.04.2010. Бюл. №12). Согласно изобретению, включающему закачку пара в пласт нагнетательной скважины, прогрев пласта с созданием паровой камеры, совместную закачку пара и углеводородного растворителя и отбор продукции из добывающей скважины, в качестве углеводородного растворителя применяют смесь углеводородов предельного алифатического и ароматического рядов, основным компонентом которых 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 раствора.

Недостатками изобретения являются снижение давления в паровой камере нагнетательной скважины по мере использования растворителя и переход его из паровой фазы в жидкую.

Наиболее эффективными для добычи высоковязких и сверхвязких нефтей при паротепловом воздействии с применением растворителей являются такие режимы давления и температуры в пласте, при которых углеводородный растворитель изначально находился бы в парообразном, а не в жидком состоянии для развития паровой камеры. 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. Одним из способов регулирования давления в паровой камере является введение в закачиваемый пар реагентов, разлагающихся под действием температуры с выделением углекислого газа, например карбамида.

Технической задачей данного предложения является повышение эффективности парогравитационного воздействия за счет дополнительного снижения вязкости нефти и поддержания давления в паровой камере нагнетательной горизонтальной скважины введением карбамида, разлагающегося при высокой температуре с выделением углекислого газа и аммиака, согласно уравнению:

Поставленная задача решается способом разработки залежей сверхвязких нефтей, включающим закачку пара в пласт, прогрев пласта с созданием паровой камеры, совместную закачку пара и углеводородного растворителя в нагнетательную скважину с поддержанием температуры в паровой камере не ниже температуры фазового перехода пар - углеводородный растворитель и последующий отбор продукции из добывающей скважины.

Новым является то, что совместно с закачкой пара закачивают 20-40% водный раствор карбамида из расчета 12-15 т на 100 м горизонтального ствола скважины в пропорции к пару 8:1, затем закачивают пар до восстановления температуры в пласте не менее 150°С, далее закачивают пар с углеводородным растворителем, объем (V) которого выбирают исходя из формулы:

где m - коэффициент пористости, д. ед.;

L - длина работающей части пласта (выделенная на основе данных геофизических исследований (ГИС), м;

Н - высота паровой камеры, м;

после закачки углеводородного растворителя с паром переходят на закачку пара, пока дебит в добывающей скважине не снизится до значения, предшествующего началу обработки залежи раствором карбамида и углеводородным растворителем с паром в данной скважине, после чего обработку залежи периодически повторяют, пока прирост дебита в добывающей скважине не будет меньше на 10% от значения, предшествующего началу обработки залежи.

Способ реализуется следующим образом.

На устье нагнетательной скважины в соответствии требованиями промышленной безопасности устанавливается следующее оборудование: емкость с растворителем 1, дозировочный насос типа НД 2, регулирующее устройство по давлению с обратным клапаном 3, запорная арматура 4, паропровод 5, устьевая арматура скважины 6, емкость с раствором карбамида 7. Через паропровод 5 с помощью парогенератора (на схеме не указан) через устьевую арматуру 6 нагнетательной скважины для прогрева пласта закачивается с определенным расходом пар, не останавливая закачку пара, из емкости 7 насосом 2 в паропровод 5 закачивается из расчета 12-15 т на 100 м горизонтального ствола скважины объем 40% раствора карбамида, который продавливается паром. Переключением запорной арматуры 4 насосом одновременно с закачиваемым паром из емкости 1 закачивается расчетный из формулы (1) объем углеводородного растворителя (нефрас адсорбент и др.), после чего закачка пара в скважину продолжается до снижения дебита в добывающей скважине (на чертеже не указана) нефти до исходного.

При дальнейшей эксплуатации, при каждом снижении дебита в добывающей скважине до исходного, циклы обработки раствором карбамида и углеводородным растворителем повторяют. Закачку реагентов прекращают при отсутствии прироста дебита по скважине менее чем на 10%.

Предлагаемый способ повышает эффективность паротеплового воздействия за счет дополнительного снижения вязкости нефти и поддержания давления в паровой камере введением карбамида, разлагающегося при высокой температуре с выделением газов.

Пример конкретного выполнения способа.

На опытном участке Ашальчинского месторождения высоковязкой нефти, находящемся на глубине 90 м, представленном неоднородными пластами толщиной 20-30 м с температурой 8°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, пробурили пару горизонтальных скважин: нагнетательную 6 и добывающую (на чертеже не указана), горизонтальные участки фильтров которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости продуктивного пласта. В процессе добычи высоковязкой нефти в нагнетательную скважину закачивался пар, который, распространяясь вверх, создал увеличивающуюся в размерах паровую камеру. По мере нагрева пласта выше минимально необходимой температуры (для высоковязкой нефти - 150°С) произвели совместную закачку пара и 70 м3 40% водного раствора карбамида в пропорции к пару 8:1, продолжили закачку пара, одновременно с паром закачали 56 м3 углеводородного растворителя - абсорбент ТУ 38.103349-85, продолжили закачку пара. После получения эффекта и снижения дебита по скважине до исходного, процесс попеременной закачки реагентов с паром и пара повторили.

Результаты показали, что эффективность предлагаемого способа выше: максимально достигаемый коэффициент нефтеотдачи больше на 7%, полученный максимальный дебит нефти составил 29 т/сут против 22 т/сут, при котором в пласт закачивается только один пар. После ряда проведенных циклов закачки реагентов и снижения эффекта до дебита 23 т/сут обработку скважины прекратили и перевели под постоянную закачку пара.

Таким образом, в отличие от применения технологии закачки одного пара в горизонтальную нагнетательную скважину, предложенный способ разработки залежи высоковязкой нефти позволяет получить более высокий дебит нефти со скважины, увеличить коэффициент нефтеотдачи.

Способ разработки залежей сверхвязких нефтей, включающий закачку пара в пласт, прогрев пласта с созданием паровой камеры, совместную закачку пара и углеводородного растворителя в нагнетательную скважину с поддержанием температуры в паровой камере не ниже температуры фазового перехода пар - углеводородный растворитель и последующий отбор продукции из добывающей скважины, отличающийся тем, что совместно с закачкой пара закачивают 20-40%-ный водный раствор карбамида из расчета 12-15 т на 100 м горизонтального ствола скважины в пропорции к пару 8:1, затем закачивают пар до восстановления температуры в пласте не менее 150°С, далее закачивают пар с углеводородным растворителем, объем которого выбирают исходя из формулы

где m - коэффициент пористости, д. ед.;
L - длина работающей части пласта (выделенная на основе данных геофизических исследований (ГИС), м;
Н - высота паровой камеры, м;
после закачки углеводородного растворителя с паром переходят на закачку пара, пока дебит в добывающей скважине не снизится до значения, предшествующего началу обработки залежи раствором карбамида и углеводородным растворителем с паром в данной скважине, после чего обработку залежи периодически повторяют, пока прирост дебита в добывающей скважине не будет меньше на 10% от значения, предшествующего началу обработки залежи.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения тяжелой нефти или битума. .

Изобретение относится к области контроля за разработкой нефтяных месторождений и может быть применено при термических способах разработки нефтяных залежей. .

Изобретение относится к разработке залежи высоковязкой нефти, сложенной из продуктивных пластов малой толщины. .

Изобретение относится к разработке залежи высоковязкой нефти с применением тепла, сложенной из послойно-неоднородных пластов. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к области термической добычи нефти из неглубоких залежей. .

Изобретение относится к способу добычи в естественном залегании битумов или особо тяжелой нефти из близких к поверхности месторождений нефтеносного песка, в котором для уменьшения вязкости битума или особо тяжелой нефти в месторождение вводят тепловую энергию, при этом применяют, по меньшей мере, одну транспортировочную трубу для транспортировки сжиженного битума или особо тяжелой нефти и, по меньшей мере, одну трубу для ввода тепловой энергии, которые проходят обе параллельно.

Изобретение относится к системе извлечения газообразного метана из подземного пласта гидрата метана с использованием тепловой энергии. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к глушению газоконденсатных и нефтяных скважин с повышенным пластовым давлением перед проведением капитального ремонта при низких климатических температурах.
Изобретение относится к привитым сополимерам, применяемым в строительной химии в качестве добавок, снижающих водоотдачу. .
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к водоизоляционным составам на основе кремнийорганических соединений, и может использоваться для изоляции водопритока в добывающие скважины и регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам удаления неорганических солей, отложившихся в скважинах и на поверхности нефтепромыслового оборудования.
Изобретение относится к композиции для удаления карбонатных отложений, накипи, продуктов коррозии, высолов различного типа и иных продуктов, растворяющихся при взаимодействии с азотной кислотой, на основе нитрата карбамида с повышенной растворимостью в воде.
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для приготовления составов композиций, предназначенных для обработки скважин и трубопроводов при добыче и транспорте природных и попутных газов и нефти с предотвращением гидратных и парафиновых отложений - ГПО и коррозии.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к гипсовой тампонажной смеси утяжеленной, используемой при ремонте и ликвидации скважин в условиях соленосных отложений с присутствием сероводорода.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к буровым растворам и составам на водной основе, используемым преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород.
Изобретение относится к креплению нефтяных и газовых скважин с аномально низким пластовым давлением - АНПД, а именно к облегченным тампонажным смесям с высокими изолирующими свойствами
Наверх