Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ, НАХОДЯЩЕГОСЯ В ЗОНЕ РАСПРОСТРАНЕНИЯ ВЕЧНОЙ МЕРЗЛОТЫ

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способу эксплуатации месторождений с углеводородами, насыщенными парафином, и находящихся в зоне вечной мерзлоты.

Известен способ разработки нефтяных месторождений, содержащих парафинистую нефть, и заключающийся в нагнетании в пласт нагретой воды [Патент РФ 2034137. «Способ разработки залежи парафинистой нефти», заявл. 24.12.1992; опубл. 30.04.1995].

Недостатком этого способа является необходимость создания на месторождении системы поддержания пластовой температуры (ППТ), что связано с организацией сложного энергетического хозяйства. При реализации такой системы увеличивается себестоимость добываемой нефти вследствие роста энергетических затрат.

Известен также способ разработки залежи в зоне вечной мерзлоты, предусматривающий нагрев воды в скважине. При движении по стволу нагнетательной скважины до забоя она нагревается глубинным теплом земли до температуры не ниже температуры выпадения из нефти парафина. Длину пути движения закачиваемой воды и ее расход определяют в зависимости от свойств и температур горных пород. С учетом этого проводят наклонную нагнетательную скважину под углом к вертикали, обеспечивающим необходимую длину пути прохождения воды [Патент РФ 2118451 «Способ разработки залежи парафинистой нефти», заявл. 30.12.1996; опубл. 27.08.1998].

Недостатком данного способа является также создание системы поддержания пластовой температуры (ППТ) и необходимость термостатирования скважин по всей глубине залегания вечномерзлых пород. При этом увеличивается себестоимость добываемой нефти вследствие роста энергетических затрат и затрат на термостатирование скважин.

Недостатком вышеуказанных технических решений является то, что температура закачиваемой горячей воды должна быть такой, чтобы при попадании через нагнетательные скважины в пласт она была равна пластовой температуре или превосходила ее. При температуре ниже пластовой за счет больших объемов прокачки происходит медленное охлаждение пласта, что в свою очередь в конечном итоге приведет к кристаллизации растворенных в нефти твердых парафинов и осаждающихся на них асфальтенах и смолах, т.е. асфальтено-смоло-парафиновых отложений (АСПО). Происходит изменение фазового состояния пластовой нефти - образование жидкой и твердой фаз.

Оба вышеуказанных технических решения обеспечивают разработку нефтяных месторождений с высокопарафинистыми нефтями (содержание парафина от 20 до 30%), характеризующихся тем, что пластовые нефти являются концентрированным раствором твердых парафинов в нефти, т.е. их концентрация уже близка к состоянию насыщенного раствора, а пластовая температура близка к температуре насыщения нефти парафином.

Вышеуказанные технические решения отличаются от предлагаемого решения тем, что предлагаемое решение реализуется в условиях залегания вечномерзлых пород, при низких пластовых температурах, для нефтей предельно насыщенных парафином без применения горячей воды. В пласт при определенных условиях закачивается холодная вода для поддержания и регулирования пластового давления (P_пл), не допуская снижения пластового давления до величины, равной давлению насыщения нефти газом (Р_нас).

Основной особенностью данного типа месторождений является то, что несмотря на небольшую концентрацию растворенных в нефти высокомолекулярных парафиновых углеводородов пластовая нефть в условиях залегания в зоне вечномерзлых пород является фактически раствором парафинов в нефти близким к насыщенному раствору.

В связи с этим в изобретении решается задача добычи углеводородов в условиях залегания месторождений в зоне вечной мерзлоты, не нарушая фазового состояния пластового флюида.

Задача решается тем, что в способе эксплуатации нефтяных месторождений, насыщенных парафиновыми углеводородами и находящихся в зоне распространения вечной мерзлоты, для предотвращения образования твердой фазы, включающей парафиновые отложения, образующиеся при снижении пластового давления ниже давления насыщения из-за выделения растворенного газа, предварительно по разработанной авторами методике определяются условия образования твердой фазы, что позволяет за счет регулирования уровня добычи нефти, за счет подбора режима эксплуатации скважин при отборе нефти добывать однофазную пластовую нефть.

В разработанной авторами оригинальной методике по выявлению фазового состояния парафинов растворенных в нефти [Ашмян К.Д., Ковалева О.В., Никитина И.Н. Методика оценки фазового состояния парафинов в пластовых нефтях // Вестник ЦКР Роснедра. - 2011. - №6. - С.11-14] учитывается не только изменение фазового состояния при изменении температуры пласта, но и влияние изменения давления и газосодержания пластовой нефти на фазовое состояние пластовой нефти при разработке. Регулярный контроль за изменением температуры насыщения нефти парафином в узком для данного типа нефтяных месторождений диапазоне позволяет оценивать насыщенность пластовой нефти парафином (Δ=t_пл-t_нас.пл) и вести разработку без применения специального (термостатированного) скважинного оборудования.

Сущность изобретения

Существует целый класс нефтяных месторождений, расположенных в зоне вечномерзлых пород, нефти которых насыщены парафином. Отличительной особенностью этих месторождений является то, что нефтяные месторождения, залегающие в условиях вечной мерзлоты, как правило, находятся в пластовых условиях в насыщенном состоянии, т.е. пластовое давление и давление насыщения нефти газом, в основном, близки или даже равны между собой. Содержащийся в нефти парафин также находится в насыщенном состоянии, несмотря на то, что количество парафина не превышает 2% по массе, минерализация пластовых вод так же практически представляет насыщенный солевой раствор. То есть это очень критичная к любому воздействию природная однофазная система.

Так, при снижении пластового давления ниже давления насыщения из пластовой нефти (содержащей растворенный газ и являющейся насыщенным раствором твердых парафинов в нефти) выделяется газовая фаза, при этом общий объем жидкой фазы уменьшается, но при этом автоматически увеличивается количество твердых парафинов в единице объема жидкой фазы (нефти).

До снижения давления концентрация твердых парафинов в нефти была предельной для данных условий залегания (пластового давления и пластовой температуры). После снижения пластового давления в силу вышеуказанных причин раствор твердых парафинов в нефти становится перенасыщенным и из него выпадает твердая фаза, т.н. ″парафин″.

Данный механизм изменения содержания растворенных в нефти компонентов будет продолжаться при снижении пластового давления независимо от количества содержащегося в нефти ″парафина″, т.к. раствор твердого парафина в нефти будет всегда становиться из насыщенного перенасыщенным. Малые концентрации содержащихся в нефти парафинов не являются определяющими в общепринятом понимании того, что данный раствор недонасыщен парафинами.

Фазовое состояние системы: газ - жидкость - твердая фаза пластовой нефти в соответствии с теорией фазовых равновесий зависит от давления, температуры и состава фаз. Изменение одного из этих параметров отражается на фазовом состоянии системы в целом, т.е. система будет всегда стремиться к равновесию.

Знание параметров, характеризующих текущее состояние залежи, а также проведение предварительного расчета поведения пластовой системы по разработанной авторами методике позволяет оценить процесс изменения фазового состояния насыщенной пластовой системы, а именно выделения из нефти растворенного газа, и как следствие, выпадения твердой фазы ″парафина″.

Указанная в изобретении задача достигается тем, что, используя методику, впервые в условиях залегания нефтей в зоне вечной мерзлоты, которые характеризуются низкими пластовыми температурами +8+12°C, а также небольшим содержанием парафинов от 0,5 до 2% по массе, получена возможность предварительно рассчитать условия изменения фазового состояния залежи в целом, а также в призабойной зоне и в стволе скважины, т.е. определить условия выделения твердой фазы (парафинов) из нефти, тем самым установить режим эксплуатации месторождения, исключающий выделение газа, при условии, когда пластовое давление ниже давления насыщения газом (P_пл<P_нас), что в условиях вечной мерзлоты приводит к необратимым отрицательным последствиям.

Контроль над фазовым состоянием пластовой нефти позволяет отказаться от использования технических устройств, призванных бороться с результатом неконтролируемого изменения фазового состояния пластовой нефти, т.е. данное явление возможно предотвратить за счет учета физико-химических свойств пластовой нефти.

Способ осуществляется следующим образом.

Из указанной методики известно, что для соблюдения условия фазового равновесия в однофазной области (пластовая нефть содержит растворенный газ и растворенные твердые парафины) должны соблюдаться условия уравнений (1).

где:

Δt - насыщенность пластовой нефти парафином;

t_пл - пластовая температура;

t_{нас. пл. нефти} - температура насыщения пластовой нефти парафином.

Температура насыщения нефти парафином - это температура, при которой нефть из однофазного жидкого состояния переходит в двухфазное: жидкость + твердая фаза (″парафин″).

Температура насыщения нефти парафином - комплексный параметр, зависящий от температуры, давления, газосодержания, состава высокомолекулярных парафинов и соотношения компонентов в АСПО.

В существующих известных технических решениях учитывается только влияние температуры нагнетаемой для поддержания пластовой температуры воды, чтобы поддержать соотношения t_пл>t_{нас. пл. нефти} [1], т.е. температура закачиваемой воды не должна быть ниже пластовой, что собственно и обеспечивает условия, при которых в нефтяном пласте не образуется вторая фаза - выделившийся из нефти парафин.

В начале разработки месторождения определение условий выделения АСПО из пластовой нефти проводится по методике оценки фазового состояния парафинов в пластовых нефтях и заключается в следующем.

1. Предварительное выявление залежей, нефти которых насыщены или близки к насыщению парафином, осуществляют с использованием уравнения:

где:

t_{нас. дег.} - температура насыщения дегазированной нефти парафином;

C - содержание парафина в нефти, % масс. (для малопарафинистых, парафинистых и высокопарафинистых нефтей в диапазоне массового содержания парафина в нефти от 1,5 до 30%)

2. Оценка влияния давления и количества растворенного в нефти газа при пластовых условиях выполняется по уравнению:

где:

P - текущее пластовое давление, МПа,

G - газосодержание пластовой нефти, м³/м³.

Коэффициенты 0,2 (в координатах °C/МПа) для давления и 0,1 (в координатах °C·м³/м³) для газосодержания являются коэффициентами корреляции, которые были получены при обработке данных для различных месторождений, при выявлении зависимости влияния давления и газосодержания на температуру насыщения нефти парафином.

Величина среднеквадратичного отклонения:

- коэффициента, учитывающего влияние на температуру насыщения нефти парафином, не превышает 2%;

- коэффициента, учитывающего влияние газосодержания, не превышает 5%.

Состояние нефти в пласте характеризуется температурой насыщения ее парафином t_{нас. пл. нефти} (°C), а условия ее залегания - пластовой температурой t_пл (°C). Разность значений этих параметров характеризует величину насыщенности нефти парафином в пластовых условиях Δ=t_пл.-t_{нас.пл.нефти.} На практике принято, что при Δ, равной 0°C, нефть насыщена парафином; при Δ≥10°C - нефть близка к насыщению парафином; при Δ≥10°C - нефть недонасыщена парафином.

Используя вышеприведенные уравнения (2) и (3), были проведены расчеты фазового состояния парафинов в пластовых нефтях на ряде месторождений Восточной Сибири (см. Таблицу), расположенных в зоне вечномерзлых пород с аномально низкими пластовыми температурами. Содержание парафинов в нефтях находится в диапазоне 1,41÷2,52 по массе. Расчеты показывают, что вышеуказанные нефтяные залежи находятся в состоянии, близком к насыщенному, т.е. Δ=t_пл-t_{нас. пл. нефти} находится в пределах 10÷12°C, а ботуобинский горизонт Среднеботуобинского месторождения уже является предельно насыщенным раствором парафина в нефти (Δ=-7°C), так же как и Осинский участок Талаканского месторождения, где Δ=-1°C и Δ=-5°C, т.е. выпадение ″парафина″ при вышеуказанных условиях уже произошло. При этом пластовое давление близко к давлению насыщения газом (P_пл=10 МПа, а P_нас=9,17 МПа).

Отрицательное значение Δt показывает, что процесс образования твердой фазы уже прошел и в пластовых условиях существуют две фазы - жидкая и твердая.

Для объективной оценки фазового состояния ″парафинов″ в пластовой нефти необходимо в расчетах принимать текущие значения пластового давления и газосодержания.

Таким образом, при эксплуатации нефтяного месторождения необходимо учитывать фазовое состояние твердых парафиновых углеводородов в пластовой нефти.

Технический эффект предлагаемого способа заключается в экономии энергоресурсов за счет закачки холодной воды и использовании обычных нетермостатируемых скважин, в преодолении недостатков, характерных при выпадении твердой фазы (АСПО), - снижении фильтрационных характеристик и, как следствие, уменьшении добычи нефти, а также ликвидации затрат на чистку парафиновых отложений в скважинном оборудовании.