Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ И СВЕРХВЯЗКОЙ НЕФТИ

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 - АФ_9,12 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.