Способ разработки залежи и добычи битуминозной нефти

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки залежей битуминозной нефти, в том числе и тяжелых нефтей.

Известен способ добычи вязкой нефти или битума из пласта, в котором добычу вязкой нефти или битума из пласта нагревом осуществляют путем закачки в него теплоносителя и газа. В качестве газа используют смесь неконденсирующихся газов, образующихся в процессе сгорания жидкого топлива, при следующем соотношении компонентов, вес. %: азот 15,2-19,0, углекислый газ 4,8-6,0. Содержание газа в смеси с теплоносителем составляет 20-25 мас. % [RU 2223398, кл. Е21В 43/24, 2004]. Недостатками способа являются низкая экологичность, а также низкая нефтеотдача обусловленная низкой растворимостью газа в вязких тяжелых нефтях.

Известен способ разработки нефтяной залежи. Способ основан на разработки нефтяного месторождения, включающий вытеснение нефти из пласта последовательными оторочками вытесняющего флюида с регулируемой вязкостью и воды, для месторождений с низкой пластовой температурой и в качестве вытесняющего флюида использовали состав при следующем соотношении компонентов, % масс.: комплексный ПАВ Нефтенол ВВД или смесь неионогенного ПАВ - неонола АФ 9-12, или NP-40, или NP-50, и анионактивного ПАВ - волгоната или сульфонола - в соотношении 2:1, 1,0-2,0, аммиачная селитра 10,0-15,0, карбамид 20,0-30,0, хлористый или азотнокислый алюминий безводный или гидратированный или их частично гидролизованные формы 1,0-3,0, карбонат натрия, или карбонат калия, или карбонат аммония, или гексаметилентетрамин (гексамин), или нитрит натрия 0,5-6,0, вода остальное [RU 2610958, кл. Е21В 43/22, 2006]. Недостатком данного способа является низкая нефтеотдача обусловленная трудностью добывать тяжелую нефть в естественном режиме.

Известен способ циклического воздействия парогазовым теплоносителем на призабойную зону пласта с вязкой нефтью. По способу осуществляют закачку через скважину расчетного количества парогазового теплоносителя, содержащего водной пар, растворимый в нефти газ и конденсирующийся газ. Затем осуществляют отбор продукции скважины. Парогазовый теплоноситель вырабатывают с таким составом, что в газообразной неконденсирующейся фазе его содержится свободный кислород, причем когда температура в призабойной зоне пласта начинает превышать температуру парогаза на забое скважины, максимальную концентрацию кислорода в парогазе поддерживают на уровне определенного соотношения [RU 2164289, кл. Е21В 43/24]. Недостатком данного способа является низкая нефтеотдача, что обусловлено низкой растворимостью пар и газа в вязких тяжелых нефтях.

Наиболее близким к заявляемому техническому решению является способ добычи нефти, который включает закачку растворителя, содержащего силикат натрия, использование термической технологии и/или использование закачки газа в нефтяной резервуар для повышения коэффициента нефтеотдачи пласта. Кроме того, способы могут быть использованы для извлечения битума из нефтеносных песков с использованием растворителя, содержащего силикат натрия. Согласно изобретению, использованы компоненты добавок, мас. %: силикат натрия (жидкий) Na₂O-XSiO₂ 4,1975, соевая мука (порошкообразная) 0,0065, мука лигнина (порошкообразная) 0,0032, цитрусовый пектин (порошкообразный) 0,0032, вода 95,7896 [WO 2007/090099, кл. CLOC 1/18, 2006]. Недостатком данного способа является низкая нефтеотдача скважины, обусловленная низкой растворимостью газа в вязких тяжелых нефтях.

Задачей изобретения является усовершенствование способа разработки залежи и добычи битуминозной нефти, позволяющее повысить эксплуатационные характеристики скважины.

Техническим результатом предлагаемого изобретения является повышение нефтеотдачи (дебит нефти), за счет снижения вязкости битуминозной нефти в скважине и уменьшения предельного градиента давления.

Технический результат достигается тем, что способ разработки залежи и добычи битуминозной нефти включает нагрев пласта до 40-60°С электрическим проводником с силой тока 9 А и удельным электрическим сопротивлением 1,35⋅10^-6 Ом⋅м, путем его спуска в забой горизонтальной скважины с последующей закачкой под давлением 3,0-6,0 МПа расчетного количества рабочей жидкости 0,022 м³/с, содержащей компоненты взятые при следующем соотношении, масс. %: гуаровая камедь 0,01-0,3; крахмал 0,01-0,5; неионогенный ПАВ - АФ_9-12 0,1-0,6; полимерлигнитный химреагент «ЛИГ-ВИС» 0,3-1,5; вода остальное, с последующей выдержкой в течение 3-4 дней при постоянном нагреве до 40-60°С, затем скважину переводят в режим добычи и отбор смеси нефти с рабочей жидкостью из пласта.

Применение электрического нагрева в интервале температур 40-60°С в коллекторе битуминозного месторождения приводит к снижению вязкости битуминозной нефти, вследствие чего извлечения не происходит, ввиду закупорки скелета коллектора, в связи с чем, сочетание нагрева и использование рабочей жидкости содержащей компоненты взятые при следующем соотношении, масс. %: гуаровая камедь 0,01-0,3; крахмал 0,01-0,5; неионогенный ПАВ - АФ_9-12 0,1-0,6; полимерлигнитный химреагент «ЛИГ-ВИС» 0,3-1,5; вода остальное, с последующей выдержкой в течение 3-4 дней при постоянном нагреве в температурном диапазоне от 40-60°С позволить обеспечение интенсивного извлечения битуминозной нефти. При этом только комплекс физико-химических и поверхностно-активных свойств композиции гуаровой камеди, крахмала, неионогенного ПАВ АФ_9-12 и адгезионной добавки полимерлигнитного химреагента «ЛИГ-ВИС» в указанном соотношении обеспечивает эффективное извлечение битуминозной нефти на керновых образцах. Выяснено, что при нагнетании предлагаемой водной рабочей жидкости в пласт она образует гель в присутствии нагрева до 40-60°С, вытесняя нефть из пор коллектора и частично заполняя поровые пустоты, сохраняет исходную проницаемость и устойчивость коллектора, не позволяя ему закупориваться. Также выяснено, что рабочая жидкость распространяет теплоту в коллекторе и при контакте с нефтью передает свою тепловую энергию нефти, снижая ее вязкость и уменьшая предельный градиент давления, при этом повышает дебит нефти.

Сила тока зависит от проводимости (электропроводности) проводника, имеющего электрическое сопротивление ближе к электрическому сопротивлению пласта. Проводник с силой тока 9 А и удельным электрическим сопротивлением 1,35⋅10^-6 Ом⋅м является идеальным вариантом для данной технологии, обеспечивающей повышение дебита нефти до 0,02-0,03 м³/с за счет снижения вязкости битуминозной нефти до 10-15 Па⋅с и уменьшения предельного градиента давления до 0,06-0,15 МПа/м при следующем соотношении компонентов рабочей жидкости, масс. %: гуаровая камедь 0,01-0,3; крахмал 0,01-0,5; неионогенный ПАВ - АФ_9-12 0,1-0,6; полимерлигнитный химреагент «ЛИГ-ВИС» 0,3-1,5; вода остальное, с последующей выдержкой в течение 3-4 дней при постоянном нагреве до 40-60°С, затем скважину переводят в режим добычи и отбор смеси нефти с рабочей жидкостью из пласта.

Для приготовления заявляемого изобретения были использованы выпускаемые в промышленности следующие материалы и химреагенты:

1. Гуаровая камедь, ТУ 2458-019-57258729-2006,

2. Крахмал, ТУ 2262-033-32957739-2007,

3. Неионогенный ПАВ - АФ_9-12, ТУ 2483-077-05766801-98,

4. Ионогенный полимерлигнитный химреагент «ЛИГ-ВИС», ТУ 2458-002-33686171-2015,

5. Вода техническая.

Оптимальная рецептура рабочей жидкости, применяемой в патентуемом способе, % масс:

гуаровая камедь - 0,01-0,3;

крахмал - 0,01-0,5;

неионогенный ПАВ - АФ_9-12 - 0,1-0,6;

полимерлигнитный химреагент «ЛИГ-ВИС» - 0,3-1,5;

вода - остальное.

Способ применения патентуемого состава поясняется следующими примерами.

Пример 1. Рассмотрим пример реализации способа на скважине битуминозной нефти месторождения «Yegbata» Нигерии характеризующейся следующими горно-геологическими показателями: Температура пласта Т_пл=25°С; эффективная пористость ϕ=26.4%; средняя пористость ε=33%; давление P_пл=11 МПа=11⋅10⁶ Па; ρ_ск=1500 кг/м³ - плотность скелета пористой породы пласта; с_ск=2.50 Дж/кг.К - теплоемкость скелета пористой породы пласта; λ_ск=0.70 Вт/м.К - теплопроводность скелета пористой породы пласта; ρ_фл=993.2 кг/м³ - плотность флюида пласта; c_фл=1.88 Дж/кг⋅K - теплоемкость флюида пласта; λ_фл=0.47 Вт/м.К - теплопроводность флюида пласта; ρ_кл=1502 кг/м³ - плотность горных пород коллектора; c_кл=2.269 Дж/кг⋅K - теплоемкость горных пород коллектора; λ_кл=0.357 Вт/м.К - теплопроводность горных пород коллектора; k=138 мД=0.138 мКм²=1.362⋅10^-13 м² - коэффициент проницаемости пласта (горной породы); Q_ПАВ=0.022 м³/с - массовый дебет закачиваемого в пласт раствора ПАВ; P_скв=20 МПа=20⋅10⁶ Па - давление в забое скважины; ψ=10² м²/с - коэффициент пьезопроводности, характеризует скорость перераспределения давления в пласте; В=0.39⋅10^-3 K^-1 - коэффициент объемного расширения (для пересчета объема жидкости из поверхностных в пластовые условия).

Проведем нагрев пласта электрическим проводником с силой тока 9 А и удельным электрическим сопротивлением 1,35⋅10^-6 Ом⋅м, путем его спуска в забой горизонтальной скважины с последующей закачкой под давлением 3,0 МПа расчетного количества рабочей жидкости 0,022 м³/с, содержащей компоненты взятые при следующем соотношении, масс. %: гуаровая камедь 0,01; крахмал 0,5; неионогенный ПАВ - АФ_9-12 0,1; полимерлигнитный химреагент «ЛИГ-ВИС» 1,5; вода - остальное, с последующей выдержкой в течение 3 дней при постоянном нагреве до 40°С, затем скважину переводят в режим добычи и отбор смеси нефти с рабочей жидкостью из пласта.

Полученная рабочая жидкость указанного состава обеспечивает получение следующих показателей при постоянном нагреве до 40°С с последующей выдержкой в течение 3 дней: снижение вязкости битуминозной нефти до 31,932 Па⋅с, уменьшение предельного градиента давления до 0,25 МПа/м и повышение дебита нефти до 0,017 м³/с.

Пример 2. Рассмотрим пример реализации способа на скважине битуминозной нефти месторождения «Yegbata» Нигерии характеризующейся следующими горно-геологическими показателями: Температура пласта Т_пл=25°С; эффективная пористость ϕ=26.4%; средняя пористость ε=33%; давление P_пл=11 МПа=11⋅10⁶ Па; ρ_ск=1500 кг/м³ - плотность скелета пористой породы пласта; c_ск=2.50 Дж/кг.К- теплоемкость скелета пористой породы пласта; λ_ск=0.70 Вт/м.К - теплопроводность скелета пористой породы пласта; ρ_фл=993.2 кг/м³ - плотность флюида пласта; c_фл=1.88 Дж/кг⋅K - теплоемкость флюида пласта; λ_фл=0.47 Вт/м.К - теплопроводность флюида пласта; ρ_кл=1502 кг/м³ - плотность горных пород коллектора; c_кл=2.269 Дж/кг⋅K - теплоемкость горных пород коллектора; λ_кл=0.357 Вт/м.К - теплопроводность горных пород коллектора; k=138 мД=0.138 мКм²=1.362⋅10^-13 м² - коэффициент проницаемости пласта (горной породы); Q_ПАВ=0.022 м³/с - массовый дебет закачиваемого в пласт раствора ПАВ; P_скв=20 МПа=20⋅10⁶ Па - давление в забое скважины; ψ=10² м²/с - коэффициент пьезопроводности, характеризует скорость перераспределения давления в пласте; В=0.39⋅10^-3 K^-1 - коэффициент объемного расширения (для пересчета объема жидкости из поверхностных в пластовые условия).

Проведем нагрев пласта электрическим проводником с силой тока 9 А и удельным электрическим сопротивлением 1,35⋅10^-6 Ом⋅м, путем его спуска в забой горизонтальной скважины с последующей закачкой под давлением 4,0 МПа расчетного количества рабочей жидкости 0,022 м³/с, содержащей компоненты взятые при следующем соотношении, масс. %: гуаровая камедь 0,15; крахмал 0,3; неионогенный ПАВ - АФ_9-12 0,5; полимерлигнитный химреагент «ЛИГ-ВИС» 0,8; вода - остальное, с последующей выдержкой в течение 3,5 дней при постоянном нагреве до 45°С, затем скважину переводят в режим добычи и отбор смеси нефти с рабочей жидкостью из пласта.

Полученная рабочая жидкость указанного состава обеспечивает получение следующих показателей при постоянном нагреве до 45°С с последующей выдержкой в течение 3,5 дней: снижение вязкости битуминозной нефти до 25,07 Па⋅с, уменьшение предельного градиента давления до 0,19 МПа/м и повышение дебита нефти до 0,025 м³/с.

Пример 3. Рассмотрим пример реализации способа на скважине битуминозной нефти месторождения «Yegbata» Нигерии характеризующейся следующими горно-геологическими показателями: Температура пласта Т_пл=25°С; эффективная пористость ϕ=26.4%; средняя пористость ε=33%; давление Р_пл=11 МПа=11⋅10⁶ Па; ρ_ск=1500 кг/м³ - плотность скелета пористой породы пласта; с_ск=2.50 Дж/кг.К - теплоемкость скелета пористой породы пласта; λ_ск=0.70 Вт/м.К - теплопроводность скелета пористой породы пласта; ρ_фл=993.2 кг/м³ - плотность флюида пласта; с_фл=1.88 Дж/кг⋅K - теплоемкость флюида пласта; λ_фл=0.47 Вт/м.К - теплопроводность флюида пласта; ρ_кл=1502 кг/м³ - плотность горных пород коллектора; с_кл=2.269 Дж/кг⋅K - теплоемкость горных пород коллектора; λ_кл=0.357 Вт/м.К - теплопроводность горных пород коллектора; k=138 мД=0.138 мКм²=1.362⋅10^-13 м² - коэффициент проницаемости пласта (горной породы); Q_ПАВ=0.022 м³/с - массовый дебет закачиваемого в пласт раствора ПАВ; Р_скв=20 МПа=20⋅10⁶ Па - давление в забое скважины; ψ=10² м²/с - коэффициент пьезопроводности, характеризует скорость перераспределения давления в пласте; В=0.39⋅10^-3 K^-1 - коэффициент объемного расширения (для пересчета объема жидкости из поверхностных в пластовые условия).

Проведем нагрев пласта электрическим проводником с силой тока 9 А и удельным электрическим сопротивлением 1,35⋅10^-6 Ом⋅м, путем его спуска в забой горизонтальной скважины с последующей закачкой под давлением 5,0 МПа расчетного количества рабочей жидкости 0,022 м³/с, содержащей компоненты взятые при следующем соотношении, масс. %: гуаровая камедь 0,2; крахмал 0,2; неионогенный ПАВ - АФ_9-12 0,5; полимерлигнитный химреагент «ЛИГ-ВИС» 0,5; вода - остальное, с последующей выдержкой в течение 4 дней при постоянном нагреве до 50°С, затем скважину переводят в режим добычи и отбор смеси нефти с рабочей жидкостью из пласта.

Полученная рабочая жидкость указанного состава обеспечивает получение следующих показателей при постоянном нагреве до 50°С с последующей выдержкой в течение 4 дней: снижение вязкости битуминозной нефти до 15,001 Па⋅с, уменьшение предельного градиента давления до 0,15 МПа/м и повышение дебита нефти до 0,020 м³/с.

Пример 4. Рассмотрим пример реализации способа на скважине битуминозной нефти месторождения «Yegbata» Нигерии характеризующейся следующими горно-геологическими показателями: Температура пласта Т_пл=25°С; эффективная пористость ϕ=26.4%; средняя пористость ε=33%; давление Р_пл=11 МПа=11⋅10⁶ Па; ρ_ск=1500 кг/м³ - плотность скелета пористой породы пласта; с_ск=2.50 Дж/кг.К - теплоемкость скелета пористой породы пласта; λ_ск=0.70 Вт/м.К - теплопроводность скелета пористой породы пласта; ρ_фл=993.2 кг/м³ - плотность флюида пласта; с_фл=1.88 Дж/кгK - теплоемкость флюида пласта; λ_фл=0.47 Вт/м.К - теплопроводность флюида пласта; ρ_кл=1502 кг/м³ - плотность горных пород коллектора; c_кл=2.269 Дж/кг⋅K - теплоемкость горных пород коллектора; λ_кл=0.357 Вт/м.К - теплопроводность горных пород коллектора; k=138 мД=0.138 мКм²=1.362⋅10^-13 м² - коэффициент проницаемости пласта (горной породы); Q_ПАВ=0.022 м³/с - массовый дебет закачиваемого в пласт раствора ПАВ; Р_скв=20 МПа=20⋅10⁶ Па - давление в забое скважины; ψ=10² м²/с - коэффициент пьезопроводности, характеризует скорость перераспределения давления в пласте; В=0.39⋅10^-3 K^-1 - коэффициент объемного расширения (для пересчета объема жидкости из поверхностных в пластовые условия).

Проведем нагрев пласта электрическим проводником с силой тока 9 А и удельным электрическим сопротивлением 1,35⋅10^-6 Ом⋅м, путем его спуска в забой горизонтальной скважины с последующей закачкой под давлением 6,0 МПа расчетного количества рабочей жидкости 0,022 м³/с, содержащей компоненты взятые при следующем соотношении, масс. %: гуаровая камедь 0,1; крахмал 0,01; неионогенный ПАВ - АФ_9-12 0,6; полимерлигнитный химреагент «ЛИГ-ВИС» 0,3; вода - остальное, с последующей выдержкой в течение 4 дней при постоянном нагреве до 60°С, затем скважину переводят в режим добычи и отбор смеси нефти с рабочей жидкостью из пласта.

Полученная рабочая жидкость указанного состава обеспечивает получение следующих показателей при постоянном нагреве до 60°С с последующей выдержкой в течение 4 дней: снижение вязкости битуминозной нефти до 10,925 Па⋅с, уменьшение предельного градиента давления до 0,006 МПа/м и повышение дебита нефти до 0,015 м³/с.

Вязкость измерялись на вискозиметре.

Предельный градиент давления рассчитан по формуле (1):

где γ - предельный градиент давления, МПа/м,

ΔР - перепад давление, МПа,

L - длина образца керна, м.

В таблице 1 приведена эффективность предлагаемого способа рабочей жидкости в сочетании с электротермическим нагревом для битуминозной нефти месторождения «Yegbata» Нигерии.

Из опубликованной патентной и научно-технической литературы нам неизвестны компоненты рабочей жидкости в соотношениях, указанных выше, обеспечивающих повышение дебита нефти до 0,02-0,03 м³/с за счет снижения вязкости битуминозной нефти до 10-15 Па⋅с и уменьшения предельного градиента давления до 0,06-0,15 МПа/м, приведенных в таблице 1. Это позволяет сделать вывод, что предлагаемое изобретение заявленное выше соответствует критериям новизны, изобретательского уровня и промышленной применимости.