Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ВЫТЕСНЕНИЯ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ ИЗ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ, РАСПОЛОЖЕННОЙ В ЗОНЕ МНОГОЛЕТНЕМЕРЗЛЫХ ПОРОД

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к добыче высоковязкой нефти, в частности к вытеснению высоковязкой нефти из нефтяной залежи, расположенной в зоне распространения многолетнемерзлых пород.

В условиях сокращения добычи нефти из крупных месторождений все большее внимание уделяется добыче трудноизвлекаемой высоковязкой нефти из более мелких и удаленных месторождений. В Западной Сибири сосредоточено более 40% тяжелой нефти России, характеризующейся различными значениями вязкости [Макаревич В.Н., Искрицкая Н.И., Богословский С.А. Ресурсный потенциал тяжелых нефтей Российской Федерации: перспективы освоения // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2010. - Т.5. - №2].

В мировой практике широкое распространение при добыче высовязких нефтей нашли следующие методы воздействия: вытеснение нефти подогретой водой; вытеснение нефти паром; пароциклическое воздействие; внутрипластовое горение; воздействие на нефть поверхностно-активными веществами; законтурное заводнение; щелочное заводнение; полимерное заводнение; водогазовое воздействие.

В условиях высокой вязкости нефти напор краевых подошвенных вод оказывается малоэффективным, хотя конечная нефтеотдача достигает около 1%. Воздействие пара может оказаться не ффективным в случае наличия заколонных перетоков или прорыва воды и газа к забоям добывающих скважин.

Эффект от мероприятий по интенсификации притока в виде паротепловых обработок может оказаться низким по причине возможного прорыва пара к забоям скважин. Вытеснение нефти методом внутрипластового горения до настоящего времени недостаточно изучено, поэтому спрогнозировать воздействие горящего пламени на нефть до сих пор не представляется возможным. Воздействие на нефть поверхностно-активными веществами в условиях наличия многолетнемерзлых пород оказывается малоэффективным из-за низких температур пласта, замедляющих технологические реакции. Щелочное заводнение хотя теоретически проработано, но практически нигде не было испытано.

Таким образом, из имеющихся технологических приемов вытеснения нефти наиболее приемлемыми оказываются закачивание в пласт горячей воды (как наименее затратной), водогазовое воздействие и полимерное заводнение [Антониади Д.Г. Теория и практика разработки месторождений с высоковязкими нефтями. - Краснодар: Изд-во «Советская Кубань», 2004. - 336 с.] и [Буторин О.И., Пияков Г.Н. Обобщение экспериментальных исследований по определению эффективности применения газового и водогазового воздействия на пласты // Нефтепромысловое дело. 1995. №8. - С. 54-59].

Для условий месторождений, находящихся на севере Западной Сибири, закачиваемая в пласт вода должна иметь температуру в интервале 100-110°С. Результаты исследований показывают, что при такой температуре коэффициент вытеснения нефти может увеличиться в 1,5 раза и достичь величины 0,75 д.ед. Иными словами, вытеснение нефти из пласта увеличивается на 50%. При дальнейшем увеличении температуры заметного вытеснения нефти не наблюдается.

При водогазовом воздействии помимо вытеснения нефти происходит дополнительное отмывание остаточной нефти газом. При увеличении доли газа в водогазовой смеси эффективность вытеснения нефти возрастает. В нагнетательных скважинах эффект еще более заметен, так как происходит кратное и более увеличение приемистости этих скважин.

Применение водного раствора полимера в качестве вытесняющего агента является весьма эффективным. Так, в ходе экспериментов [Дубив И.Б. Оценка перспективных технологий разработки сложнопостроенных месторождений высоковязкой нефти на примере Тазовского НГКМ // Бурение и нефть. 2012. №5. - С. 28-30] при пластовой температуре коэффициент вытеснения достигал величины 0,62 д. ед. При нагреве полимера эффективность вытеснения нефти увеличивалась, например, при нагреве полимера до 60°С коэффициент вытеснения достигал 0,69 д. ед., а при нагреве до 80°С - 0,72 д. ед. Установлено, что с ростом температуры возрастают фазовые проницаемости по нефти и раствору полимера за счет снижения вязкости флюидов и, как следствие, происходит увеличение коэффициента вытеснения. Однако следует отметить, что при равных температурах отмечается прирост коэффициента вытеснения в случае закачки полимерного раствора от 8 до 23% по сравнению с закачкой воды за счет выравнивания вязкостей закачиваемого агента и пластовой нефти.

Дальнейшее увеличение температуры нагрева может привести к растеплению многолетнемерзлых пород, что недопустимо. С другой стороны, использование водного раствора полимера в условиях низких температур окружающего воздуха также чревато неприятностями, связанными с его замерзанием при низких температурах.

Принцип действия технологических приемов вытеснения нефти заключается в закачивании вытесняющих агентов в нагнетательные скважины, продавливание их от забоя нагнетательной скважины к забою добывающей скважины с удалением этих агентов и добываемой нефти на поверхность.

Известен способ разработки пласта, включающий закачивание через нагнетательные скважины полимерного раствора [RU №2148155 C1, МПК7 E21B 43/20, E21B 43/22, опубл. 27.04.2000].

Недостатком известного способа является то, что при вытеснении высоковязкой нефти из нефтяной залежи, расположенной в зоне многолетнемерзлых пород, загущенный полимерный раствор на основе воды может замерзнуть или загидратиться и не дать ожидаемого эффекта.

Известен способ вытеснения высоковязкой нефти из нефтяной залежи, заключающийся в закачивании состава, включающего 0,5-1%-ный раствор полиакриламида (ПАА), который продавливают в призабойную зону пластовой водой [RU №2117755 C1, МПК6 E21B 43/22, опубл. 20.08.1998], при этом достигают снижения коррозионной активности воздействия используемых растворов, увеличения глубины закачки и снижения давлений закачки.

Недостатком известного способа является низкая эффективность вытеснения высоковязкой нефти из нефтяной залежи, расположенной в зоне многолетнемерзлых пород, по причине сложного состава закачиваемой композиции.

Известен способ разработки нефтегазоконденсатного месторождения, заключающийся в том, что осуществляют закачивание в виде нагретого до 90-95°C раствора полимера в пластовой жидкости, вязкость которого регулируют путем изменения концентрации полимера до тех пор, пока значение вязкости раствора полимера не станет равным значению вязкости нефти [RU №2439308 C1, МПК E21B 43/24 (2006.01), опубл. 10.01.2012]. Отбор вязкой нефти осуществляют добывающими скважинами при продолжении закачки в пласт нагретого раствора полимера.

Недостатком известного способа является высокая вероятность растепления многолетнемерзлых пород и последующее сжатие стенок скважины.

Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в возможности вытеснения высоковязкой нефти без загрязнения продуктивного пласта и без растепления многолетнемерзлых пород, окружающих скважины.

Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в повышении эффективности вытеснения высоковязкой нефти из нефтяной залежи, расположенной в зоне многолетнемерзлых пород.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что в способе вытеснения высоковязкой нефти из нефтяной залежи, расположенной в зоне распространения многолетнемерзлых пород, включающем закачивание через нагнетательные скважины нагретого полимерного раствора, продавливание его до забоядобывающей скважины пластовой водой с вытеснением находящейся в пласте высоковязкой нефти с последующей добычей и транспортировкой ее через ствол добывающей скважины на поверхность, особенностью является то, что используют в качестве полимерного раствора гидрофобный полимерный раствор - ГПР, полученный с использованием при затворении водометанольной жидкости - ВМЖ с соотношением вода:метанол 60:40 при соотношении водорастворимый полимер:ВМЖ 1:1, ГПР нагрет до пластовой температуры, а его соотношение вязкости к вязкости пластовой нефти составляет не менее 1:10, при давлении продавливания, не превышающем давление подошвенной воды и газовой шапки, при этом в качестве гидрофобного полимерного раствора использованы водорастворимые производные целлюлозы, или полиакриламид, или гидролизованный полиакрилонитрил.

Полимерный раствор, затворенный на незамерзающей жидкости, дополнительно будет обладать гидрофобными свойствами, т.е. отталкивать воду от нефти.

Гидрофобное полимерное вытеснение вязкой нефти позволяет улучшить соотношение подвижностей флюидов и снизить неустойчивость процесса вытеснения, предотвратить внедрение пластовой воды в нефтяную залежь. Помимо этого гидрофобное полимерное вытеснение не оказывает негативного влияния на многолетнемерзлые породы (ММП), что особенно важно для условий северных месторождений.

Вязкость раствора выбирают из соотношения вязкости пластовой нефти и прокачиваемого агента полимерного раствора, что влияет на коэффициент охвата пласта вытеснением (воздействием) и на коэффициент вытеснения нефти из пласта.

Способ осуществляют следующим образом.

В нагнетательные скважины, расположенные в нефтяной залежи в зоне повсеместного распространения многолетнемерзлых пород, закачивают гидрофобный полимерный раствор 3, затворенный на водометанольной жидкости, подогретый до пластовой температуры. Закачиваемый в нагнетательную скважину агент - водометанольнополимерный раствор (гидрофобный полимерный раствор) имеет минерализацию равной минерализации пластовой воды. Затворение полимерного раствора жидким реагентом - водометанольной жидкостью в соотношении 40 (метанол) : 60 (жидкость - пластовая жидкость) вызвано необходимостью прокачивания его через низкопроницаемый и низкотемпературный пласт, через который полимерные растворы и полимерные гели проникают в пласт на недостаточную для наших условий глубину и не проникают в него далеко, то есть не смогут быть прокаченными на расстояние между забоями скважин (например, 100 м между забоями скважин). Затворение полимерного раствора растворами на основе водометанольной жидкости обеспечивает его

прокачивание по пласту и последующую добычу без подогрева, при более низких температурах, так как исключается гидратообразвание. Гидрофобный полимерный раствор может иметь следующее соотношение: полимер:водометанольная жидкость 1:1.

В качестве гидрофобного полимерного раствора могут быть использованы водорастворимые производные целлюлозы, полиакриламид, гидролизованный полиакрилонитрил и др.

Продавливают гидрофобный полимерный раствор через пласт до забоя добывающей скважины с вытеснением высоковязкой нефти, находящейся в пласте. Температура прокачиваемого раствора соответствует температуре пластовой жидкости, а давление прокачивания полимерного раствора не превышает давление водоносной части пласта (водяного пласта, подстилающего нефтяной пласт) и давление газовой шапки, при ее наличии, располагаемой выше нефтяного пласта).

Для предотвращения растепления многолетнемерзлых пород, окружающих скважины, в качестве насосно-компрессорных труб, которые монтируют в состав лифтовой колонны в ее верхней части в интервале мерзлоты, можно использовать теплоизолированные трубы, снижающие теплопередачу транспортируемого полимерного раствора и добываемого пластового флюида.

Для большего охвата пласта воздействием или вытеснением гидрофобного полимерного раствора вязкость его выбирают из соотношения не менее чем 1:10 вязкости пластовой нефти и прокачиваемого агента. Концентрация полимера определяется расчетным способом из данного соотношения. При данных условиях, когда отношение вязкости пластовой нефти и вязкости вытесняющего агента равно или меньше 10, не развивается явление так называемой вязкостной неустойчивости.

После этого осваивают добывающую скважину с последующей добычей высоковязкой нефти на поверхность и с дальнейшей транспортировкой ее потребителю.

В условиях АНПД операции по вызову притока целесообразно осуществлять с помощью гибкой трубы, спускаемой во внутреннюю полость НКТ, что облегчает вызов притока и снижает продолжительность операции.