RU2361074C2 - Способ разработки залежей высоковязких нефтей (варианты) - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений и может быть использовано для добычи высоковязкой нефти при тепловом воздействии на пласт. Технический результат - увеличение эффективности паротеплового воздействия на пласт высоковязкой нефти. В способе разработки залежей высоковязких нефтей путем паротеплового воздействия, включающем закачку чередующимися оторочками раствора реагента, под действием температуры разлагающегося с выделением углекислого газа, и пара, в качестве указанного реагента используют карбамид, закачку указанного раствора осуществляют через паронагнетательную скважину не менее чем двумя оторочками, после закачки всего указанного раствора осуществляют закачку воды в объеме, превышающем на 2 м³ объем насосно-компрессорных труб, затем 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, а по другому варианту - в качестве указанного реагента используют карбамид, закачку указанного раствора осуществляют через пароциклическую добывающую скважину не менее чем двумя оторочками, после закачки последней оторочки пара осуществляют закачку оторочки нефти, выдерживают указанную скважину для пропитки, затем пускают в эксплуатацию, при этом указанный раствор дополнительно содержит аммиачную селитру, аммоний роданистый, комплексное 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 следующих соотношениях, 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. 2 н.п. ф-лы, 2 ил.

Description

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, а именно к способам добычи высоковязкой нефти при тепловом воздействии на пласт.

Известен способ добычи углеводородсодержащего сырья - нефти, включающий подачу, по крайней мере, через нагнетательные скважины пара, обеспечивающего разогрев пласта, и отбор через добывающие скважины углеводородсодержащего сырья (SU 933957 А, 07.06.82). Но введение в пласт только пара для снижения вязкости нефти или битума вследствие повышения в пласте температуры недостаточно. Температура быстро падает до исходной и вязкость нефти возрастает.

Известен способ разработки нефтяной залежи, заключающийся в том, что при вытеснении нефти паром в него добавляют углекислый газ (Effects of СО₂ addition to steam on recovery of west sak crude oil /Hombrook M.W., Dehgham K., Qadur S. Ostermann K.D., Ogbe D.Q./ SPE, Reserrvoir Eng. - 1991 - 6 №3, p.278-286). Основной эффект от введения добавки связан с уменьшением вязкости и плотности нефти за счет растворения в ней углекислого газа в разогретом паром пласте. Недостатком известного способа является то, что применение способа в промысловых условиях требует больших затрат, связанных с получением, транспортировкой и подачей СО₂ в нагнетательную скважину.

Также известен способ циклического воздействия парогазовым теплоносителем на призабойную зону пласта с вязкой нефтью, содержащего водяной пар, растворимый в нефти газ и неконденсирующийся газ, в газообразной неконденсирующейся фазе содержится свободный кислород (пат. РФ №2164289, Е21В 43/24). Свободный кислород вступает в реакцию жидкофазного окисления с пластовой нефтью с выделением дополнительного тепла непосредственно в пласте. Однако при концентрации кислорода выше оптимальной за счет реакции окисления возможен перегрев пласта до температур, опасных для эксплуатационной колонны скважины.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки углеводородных залежей с применением газов газификации угольных пластов для генерирования пара, заключающийся в том, что через нагнетательную скважину в нефтяную залежь закачивается пар, причем до закачки пара в эту залежь закачивают насыщенный раствор одной из углекислых или двууглекислых солей щелочных металлов или аммония. Добычу продукции осуществляют через добывающую скважину (пат. РФ №2114988, Е21В 43/24). Повышение нефтеотдачи пласта достигается за счет того, что при повышении температуры соли разлагаются с выделением углекислого газа, который растворяется в нефти и понижает ее вязкость.

Однако способы разработки нефтяных залежей высоковязких нефтей с применением паротеплового воздействия, позволяющие добиться повышения коэффициента нефтеотдачи только за счет снижения вязкости нефти, недостаточно эффективны. Такими способами может быть отобрана только та часть нефти, которая находится в трещинах и порах, а пленочная нефть за счет большого сцепления с породой пласта не отбирается.

Задачей предлагаемого изобретения является увеличение эффективности паротеплового воздействия на пласт высоковязкой нефти путем повышения коэффициента нефтеотдачи не только за счет снижения вязкости нефти, но и за счет более полного извлечения нефти из пласта.

Технический результат достигается способом разработки залежей высоковязких нефтей путем паротеплового воздействия, включающим по п.1 закачку чередующимися оторочками раствора на основе реагента, под действием температуры разлагающегося с выделением углекислого газа, и пара, в качестве указанного реагента используют карбамид, закачку указанного раствора осуществляют через паронагнетательную скважину не менее чем двумя оторочками, после закачки всего указанного раствора осуществляют закачку воды в объеме, превышающем на 2 м³ объем насосно-компрессорных труб, затем пара с последующей добычей продукции через добывающую скважину. При пароциклическом воздействии по п.2 в добывающую скважину закачивают чередующимися оторочками раствор на основе реагента, под действием температуры разлагающегося с выделением углекислого газа, и пара, в качестве указанного реагента используют карбамид, закачку указанного раствора осуществляют через пароциклическую скважину не менее чем двумя оторочками, после закачки последней оторочки пара осуществляют закачку оторочки нефти, выдерживают указанную скважину для пропитки, затем пускают в эксплуатацию.

Раствор рекомендуется закачивать не менее чем двумя оторочками. Раствор на основе карбамида дополнительно содержит аммиачную селитру, аммоний роданистый и, по крайней мере, один компонент из группы: комплексное поверхностно-активное вещество (ПАВ) Нефтенол ВВД или смесь неионогенного ПАВ (оксиэтилированный алкилфенол неонол АФ9-12 или оксиэтилированный нонилфенол NP-40, или NP-50) и анионактивного (алкансульфонат, например волгонат, или алкиларилсульфонат, например сульфонол, или оксиэтилированный нонилфенол сульфированный NPS-6) при следующих соотношениях, 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
Неионогенный ПАВ
(АФ9-12 или NP-40, или NP-50)	1,0 - 2,0
Анионактивный ПАВ
(алкансульфонат, например, волгонат или
алкиларилсульфонат, например, сульфонол,
или NPS-6)	0,5-1,0
Вода	Остальное

В пласте под действием высокой температуры закачиваемого пара карбамид гидролизуется с образованием углекислого газа и аммиака. Углекислый газ в отличие от аммиака намного более растворим в нефти, чем в воде. Поэтому в системе нефть - вода нефтяная фаза будет обогащена углекислым газом, водная - аммиаком, который с аммиачной селитрой образует щелочную систему с максимальной буферной емкостью в интервале pH 9.0÷10.5. Растворение углекислого газа в нефти приводит к уменьшению ее вязкости. Углекислый газ и аммиак в паровой фазе способствуют сохранению парогазовой смеси при температуре ниже температуры конденсации пара, увеличивают эффективность процесса переноса компонентов нефти по механизму дистилляции. Углекислый газ и аммиак снижают набухание глинистых минералов породы-коллектора и тем самым способствуют сохранению начальной проницаемости пласта. Эту же роль выполняет аммиачная буферная система, образующаяся при растворении аммиака в водном растворе солей аммония. Кроме того, благодаря своей щелочности, pH 9÷10.5 и присутствию ПАВ она способствует интенсификации противоточной пропитки и вытеснению нефти. ПАВ совместно со щелочной буферной системой способствует деструктированию, разжижению высоковязких слоев или пленок, образующихся на границах: нефть - вода - порода, ухудшающих фильтрацию жидкостей в пласте и снижающих полноту извлечения нефти. При вытеснении нефти раствором на основе карбамида за счет снижения вязкости и улучшения смачивающей способности подвижность фильтруемой жидкости увеличивается в 1.5-6 раз, прирост коэффициента нефтевытеснения составляет 10-20%, значительно уменьшается остаточная нефтенасыщенность, что приводит к стабилизации либо снижению обводненности продукции добывающих скважин и увеличению добычи нефти. Соль аммония, входящая в состав раствора, является также трасс-индикатором.

Реализация способа в промышленных условиях состоит в следующем.

Закачку оторочки растворов можно производить либо в паронагнетательные скважины в ходе стационарного паротеплового воздействием на пласт, либо в добывающие скважины в ходе пароциклического воздействия. При осуществлении технологического процесса используют стандартное нефтепромысловое оборудование.

Раствор готовят следующим образом: в емкость-смеситель подают определенный объем воды, неионогенное ПАВ - комплексное ПАВ Нефтенол ВВД или оксиэтилированный алкилфенол неонол АФ9-12 или оксиэтилированный нонилфенол NP-40, или оксиэтилированный нонилфенол NP-50, анионактивное ПАВ - алкансульфонат, например, волгонат или алкиларилсульфонат, например, сульфонол, или оксиэтилированный нонилфенол сульфированный NPS-6, карбамид и аммиачную селитру. С помощью насосов перемешивают их до полного растворения путем циркуляции смеси в системе: насос - смеситель - насос. Приготовленный раствор из емкости-смесителя перекачивают в емкость-накопитель и насосным агрегатом (АН-700, ЦА-320 и др.) закачивают в скважины.

В паронагнетательные скважины или в группы паронагнетательных скважин производится чередующаяся закачка оторочек: раствора на основе карбамида, затем пара, после оторочки пара снова оторочка раствора и опять пара и т.д., отбор продукции производится через добывающие скважины. Раствор на основе карбамида рекомендуется закачивать не менее чем двумя оторочками. После окончания закачки всего объема раствора в паронагнетательную скважину необходимо закачать воду в объеме, превышающем на 2 м³ объем насосно-компрессорных труб (НКТ), после чего продолжить закачку пара.

В пароциклические добывающие скважины производится закачка чередующихся оторочек раствора на основе карбамида и пара. Раствор на основе карбамида рекомендуется закачивать не менее чем двумя оторочками. После окончания закачки пара в скважину закачивают оторочку нефти и оставляют на пропитку, а затем пускают скважину в работу.

Эффективность применения указанного способа разработки залежей высоковязких нефтей оценивают по результатам опытно-промышленных испытаний на Усинском месторождении ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" и месторождении высоковязкой нефти Ляохэ (Китай). В сентябре 2002 г.проведена закачка раствора на основе карбамида в паронагнетательные скважины 4029, 4040 и 4596 на участке паротеплового воздействия ПТВ-3 пермокарбоновой залежи Усинского месторождения. Объем закачки в одну скважину составил 88 т, суммарный объем закачки по всем скважинам 264 т. Готовили раствор на основе карбамида следующим образом: для приготовления 5,0 т раствора в емкость-смеситель подавали 3,345 т воды, 0,1 т неионогенного ПАВ неонола АФ9-12, загружали 0,05 т волгоната, 1,0 т карбамида, 0,5 т аммиачной селитры и 5,0 кг аммония роданистого. С помощью насосов перемешивали их до полного растворения путем циркуляции смеси в системе насос - смеситель - насос. Приготовленный раствор, содержащий 20 мас.% карбамида, 10 мас.% аммиачной селитры, 2,0 мас.% неионогенного ПАВ неонола АФ9-12, 1,0 мас.% волгоната, 0,1 мас.% аммония роданистого и вода - остальное, из емкости-смесителя перекачивали в емкость-накопитель. Готовый раствор насосным агрегатом (АН-700, ЦА-320 и др.) закачивали в скважины. Нагнетание раствора в паронагнетательную скважину производили оторочками 30 и 58 т, после каждой порции раствора прокачивали в скважину воду объемом, превышающим на 2 м³ объем НКТ, а затем нагнетали пар. После второй оторочки раствора пар закачивали в соответствии с принятым технологическим режимом разработки, добычу продукции производили через добывающие скважины.

Паронагнетательные скважины 4040, 4029 и 4596 имели перед закачкой высокую приемистость (800-1000 м³/сут по воде при давлении закачки, равном 0). В процессе закачки приемистость не изменилась.

Анализ эффективности производился на основании промысловых данных по добывающим скважинам трех опытных участков с нагнетательными скважинами 4040, 4029 и 4956, фиг.1. Добывающие скважины реагируют снижением обводненности на 5-40%, в среднем на 10-20%, увеличением дебитов по нефти на опытных участках на 31-49%, в среднем на 40%, что свидетельствует о высоком нефтевытесняющем эффекте способа, увеличением дебитов по жидкости на 4-25%, в среднем на 5-10%, что указывает на интенсификацию разработки. Дополнительная добыча нефти за период с сентября 2002 г. по февраль 2004 г. включительно составила: по опытному участку с паронагнетательной скважиной 4029 - 11.3 тыс.т, с паронагнетательной скважиной 4040 - 14.0 тыс.т и с паронагнетательной скважиной 4596 - 19.1 тыс.т, суммарно 44.3 тыс.т, или 14.7 тыс. тонн дополнительно добытой нефти на 1 обработку скважины.

В сентябре-октябре 2003 г. успешно проведены опытно-промышленные испытания для улучшения пароциклического воздействия на залежь высоковязкой нефти месторождения Ляохэ (Китай). В две пароциклические добывающие скважины 3-2 и 5-2 было закачано 60 и 80 т раствора, по 2.5 тыс. тонн пара и по 10 т нефти. Готовили раствор на кислотной станции в емкости вместимостью 60 м³ с лопастной мешалкой (~20 оборотов в минуту) при 60°С. Для приготовления 50 т раствора на основе карбамида в емкость-смеситель заливали 24.95 т воды, затем засыпали 750 кг неионогенного ПАВ NP-40, 250 кг анионактивного ПАВ NPS-6, 16 т карбамида, 8 т аммиачной селитры и 50 кг аммония роданистого. С помощью лопастной мешалки перемешивали их до полного растворения. Приготовленный раствор, содержащий 32 мас.% карбамида, 16 мас.% аммиачной селитры, 1.5 мас.% NP-40, 0.5 мас.% NPS-6, 0.1 мас.% аммония роданистого и вода - остальное, из емкости-смесителя перекачивали в емкость-накопитель и насосным агрегатом закачивали в скважины. В скважину 3-2 сначала закачали 15 т раствора, затем 300 т пара, после этого закачали вторую оторочку раствора 45 т и затем 2200 т пара. После пара в добывающую скважину 3-2 закачали оторочку нефти и оставили скважину на пропитку. Через 7 суток начата добыча нефти. В скважину 5-2 закачали первую оторочку раствора 20 т, затем 300 т пара, вторая оторочка раствора составляла 60 т и затем 2200 т пара. После этого в добывающую скважину 5-2 закачали оторочку нефти и оставили скважину на пропитку на 14 суток, затем начата добыча нефти из добывающей скважины.

Данные о работе скважины 3-2 района Хуансилинь месторождения Ляохэ после закачки пара с раствором на основе карбамида приведены на фиг.2. Наблюдалось снижение вязкости добываемой нефти в 3 раза, уменьшение температуры застывания с +6 ÷ +10°С до -4 ÷ -16°С, по сравнению с циклом закачки пара на несколько месяцев увеличилась продолжительность периода добычи нефти. В скважине 3-2 за период с октября 2003 г. по март 2005 г. включительно добыча нефти составила 874 т, в 2.3 раза выше, чем в предыдущем цикле, где закачивался только пар (375 т). В скважине 5-2 с октября 2003 г. по январь 2005 г. включительно добыча нефти составила 1387 т, в то время как в предыдущем цикле, где закачивался только пар - 786 т, увеличение добычи нефти составило 76%.

Таким образом, результаты анализа текущего состояния разработки опытных участков пермокарбоновой залежей высоковязкой нефти Усинского месторождения и месторождения Ляохэ, разрабатываемые с применением паротеплового воздействия, до и после применения указанного способа показали его эффективность для увеличения нефтеотдачи и интенсификации разработки.

Claims (2)

1. Способ разработки залежей высоковязких нефтей путем паротеплового воздействия, включающий закачку чередующимися оторочками раствора реагента, под действием температуры разлагающегося с выделением углекислого газа, и пара, отличающийся тем, что в качестве указанного реагента используют карбамид, закачку указанного раствора осуществляют через паронагнетательную скважину не менее чем двумя оторочками, после закачки всего указанного раствора осуществляют закачку воды в объеме, превышающем на 2 м³ объем насосно-компрессорных труб, затем 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

2. Способ разработки залежей высоковязких нефтей путем паротеплового воздействия, включающий закачку чередующимися оторочками раствора реагента, под действием температуры разлагающегося с выделением углекислого газа, и пара, отличающийся тем, что в качестве указанного реагента используют карбамид, закачку указанного раствора осуществляют через пароциклическую добывающую скважину не менее чем двумя оторочками, после закачки последней оторочки пара осуществляют закачку оторочки нефти, выдерживают указанную скважину для пропитки, затем пускают в эксплуатацию, 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 следующих соотношениях, 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

Images