Результат интеллектуальной деятельности: Способ извлечения высоковязкой нефти и природного битума из залежи

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам разработки месторождений высоковязкой нефти или природного битума горизонтальными скважинами с использованием углеводородных растворителей, поверхностно-активных веществ (ПАВ) и парового воздействия, и может быть использовано при добыче тяжелой высоковязкой нефти и битума.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума (патент РФ №2274742, класс E21B 43/24 от 20.04.2006 г.), где интервал продуктивного пласта перфорируют в верхней и нижней частях. В скважину спускают две параллельные колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) с одним пакером. Конец первой колонны НКТ размещают напротив верхней части продуктивного пласта. Конец второй колонны НКТ с пакером размещают напротив нижней части продуктивного пласта. Пакер устанавливают в интервале между перфорацией верхней и нижней частей продуктивного пласта. В качестве рабочего агента используют оторочки пара и углеводородного растворителя. Закачку рабочего агента и отбор продукции производят циклически: закачивают рабочий агент по первой колонне НКТ в верхнюю часть продуктивного пласта при закрытой второй колонне НКТ и отсутствии отбора продукции, отбирают продукцию по второй колонне НКТ из нижней части продуктивного пласта при закрытой первой колонне НКТ и отсутствии закачки рабочего агента. Циклы закачки и отбора повторяют.

Недостатком указанного способа, основанного на использовании вертикальных скважин, является низкий уровень охвата продуктивного пласта воздействием и, как следствие, невысокий коэффициент извлечения нефти. Кроме того, спуск двух параллельных колонн НКТ с одним пакером является технически сложной операцией.

В патенте (СА №2590829 от 26.12.2007 г.), представлены варианты композиций углеводородных растворителей и методов их использования для добычи тяжелой нефти и битума. В основе композиции предлагается использовать сочетание вязкость-понижающего растворителя и растворителя асфальтенов.

В качестве вязкость-понижающего растворителя используют различные нормальные и циклические алкановые углеводороды, а также алкены, диоксид углерода и пирролидоны. В качестве растворителя асфальтенов используют ароматические углеводороды: бензол, толуол, ксилолы и т.д. вплоть до полициклических (антрацен), а также различные ароматические кислород-, азот- и галогенпроизводные. Кроме того, в композицию могут быть включены ПАВ анионного, катионного, неионогенного и амфотерного типов. Соотношение вязкость-понижающего растворителя и растворителя асфальтенов в композиции может варьироваться от 10:1 до 1:10. Устойчивость асфальтенов к осаждению при смешении легких алкановых углеводородов и различной тяжелой нефти или битума предварительно определяют лабораторным тестированием поглощения излучения лазера. Методы закачки охватывают варианты от простого нагнетания до совместного использования с паром и другими теплоносителями.

Способ не предполагает контроль за осаждением асфальтено-смолистых компонентов в извлекаемой высоковязкой нефти или природном битуме в процессе их извлечения, что приводит к риску выпадения асфальтенов в продуктивном пласте и снижению добычи.

В патенте (патент РФ №2475636, класс E21B 43/24 от 20.02.2013 г.) описано решение проблем с осаждением асфальтено-смолистых компонентов в извлекаемой высоковязкой нефти или природном битуме с помощью контроля за изменением содержания асфальтено-смолистых компонентов в извлекаемой высоковязкой нефти или природном битуме и корректировку соотношения вязкость-понижающего растворителя и растворителя асфальтенов в рабочем агенте в соответствии с полученными данными, причем контроль за изменением содержания асфальтено-смолистых компонентов ведут постоянно на протяжении всего времени извлечения высоковязкой нефти или природного битума из залежи, с использованием метода фотоколориметрии, и корректировку соотношения вязкость-понижающего растворителя и растворителя асфальтенов в рабочем агенте осуществляют исходя из кривой изменения коэффициента светопоглощения (Ксп): в случае уменьшения Ксп, свидетельствующего об осаждении асфальтено-смолистых компонентов в продуктивном пласте, увеличивая количество растворителя асфальтенов в рабочем агенте до отсутствия изменения Ксп (до достижения начальных величин Ксп).

Недостатками способа является необходимость использования двух скважин вместо одной, что значительно увеличивает начальные и эксплуатационные затраты. Отсутствие в составе закачиваемой смеси ПАВ, в результате чего ухудшается проникновение состава в пласт. Непрерывная закачка растворителя вместо использования оторочки, что значительно повышает стоимость работ. А также использование контроля состава добываемой нефти только после применения растворителей, а не до, в результате изменения состава закачиваемой смеси происходят уже после начала процесса выпадения асфальтенов, что ухудшает коллекторские свойства пласта и снижает добычу.

В патенте (патент РФ №2455475, класс E21B 43/24 от 10.07.2012 г.), выбранном заявителем в качестве прототипа, представлен способ разработки месторождений высоковязкой нефти с малыми толщинами пластов методом циклической закачки растворителя и пара в одиночные наклонно направленные скважины.

Недостатками способа являются потеря запасов, расположенных под восходящей частью скважины, а также существенные потери теплового эффекта и снижение эффективности растворителя, так как часть пара и большая часть растворителя неизбежно попадают под скважину, и воздействуют на нефть, которая не попадет в зону питания насоса при откачке продукции.

Задача изобретения - создание технологичного способа извлечения высоковязкой нефти и природного битума из залежи, увеличивающего ассортимент известных способов, позволяющего при помощи предварительных исследований выбрать эффективный состав, за счет двухступенчатой закачки композиций растворителей быстро и с высокой точностью контролировать физико-химические свойства извлекаемой высоковязкой нефти или природного битума для предотвращения процессов выпадения асфальтено-смолистых компонентов в продуктивном пласте, а за счет направленной перфорации горизонтального участка ствола скважины добиться наиболее полного охвата продуктивного пласта с использованием одной скважины вместо двух.

Технический результат изобретения - сокращение времени подачи пара, более полное извлечение углеводородных компонентов из продуктивного пласта, предотвращение образования высоковязкой эмульсии за счет поддержания асфальтенов во взвешенном состоянии, сохранение охвата продуктивного пласта при использовании одной скважины вместо двух, снижение потерь растворителей и тепла за счет направленной перфорации горизонтального участка скважины по верхней образующей ствола, повышение экономической эффективности и снижение финансовых и материальных затрат за счет использования одной скважины снижение экологических рисков за счет использования периодической закачки вместо непрерывной.

Технический результат достигается заявляемым способом извлечения высоковязкой нефти и природного битума из залежи, включающим определение состава керновой нефти до начала воздействия, бурение горизонтальной скважины в подошвенной зоне продуктивного пласта, направленную перфорацию горизонтального участка скважины по верхней образующей ствола, выбор состава оторочки, закачку в горизонтальную скважину оторочки композиции растворителя, далее по тексту - композиция оторочки, под давлением превышающим давление гидроразрыва, состоящего из вязкость-понижающего растворителя, в качестве которого используют алифатические углеводороды с числом углеродных атомов С5-С7, растворителя асфальтенов, который представляет собой ароматические углеводороды, неионогенного ПАВ, в объемном соотношении (90-80):(≤10):(≤10).

Затем выбор и закачку продавливающей композиции растворителя с ионогенным ПАВ в соотношении (≥90):(≤10) далее по тексту - продавливающая композиция, для улучшения проникновения пара. Производят закачку пара, в качестве третьей ступени воздействия, для снижения вязкости добываемой продукции. Далее производят отбор продукции.

Сущность изобретения: способ включает выбор закачиваемого состава на основе исследования его взаимодействия с добываемой нефтью; бурение горизонтальной скважины; направленную перфорацию горизонтального участка скважины по верхней образующей ствола. Определение состава керновой нефти до начала воздействия, и выбор композиций растворителей на основе ее состава. Трехступенчатый комплекс периодически повторяемых мероприятий: закачка композиции оторочки; закачка продавливающей композиции; закачка пара. Отбор смеси высоковязкой нефти или природного битума с растворителем и конденсатом пара.

Для проведения всех мероприятий используют одну горизонтальную скважину, которую бурят в подошвенной части продуктивного пласта. Перфорацию скважины осуществляют только по верхней образующей горизонтального участка ствола, таким образом, воздействие композициями и паром будет сконцентрировано в продуктивной части пласта.

Использование одной скважины, работающей в периодическом режиме, позволит значительно сократить капитальные и текущие затраты при обустройстве месторождения.

Композицию оторочки закачивают в продуктивный пласт под давлением, превышающим давление гидроразрыва. Конкретный состав композиции оторочки определяют на основе состава добываемой нефти или природного битума, с содержанием в них асфальтенов, смол и парафинов, и является комплексным. Например, для Северо-Ашальчинского поднятия состав композиции оторочки содержит, об. %: алифатических углеводородов с числом углеродных атомов 5-7 - 80-90, ароматических с числом углеродных атомов 7-9 - не более 10, неионогенное ПАВ - не более 10.

Соотношение компонентов в составе композиции определяют в соответствии с физико-химическими свойствами извлекаемой высоковязкой нефти или природного битума перед началом закачки состава. Выбор производится следующим образом: отбирают керн при бурении разведочной скважины, из которого, методом холодной экстракции (без воздействия температуры) извлекают керновую нефть, определяют ее состав. В состав композиции оторочки, пропорционально содержанию асфальтенов в керновой нефти, входят ароматические углеводороды (например, толуол, ксилолы, этилбензин), обеспечивающие поддержание асфальтенов во взвешенном состоянии и предотвращение выпадения их в осадок. Также в составе композиции оторочки присутствует неионогенное ПАВ, обеспечивающее лучшее продвижение композиции оторочки по продуктивному пласту. Это могут быть ПАВ алкилимидозалинов, нефтерастворимых алкилфенолов или группы сульфоновой кислоты. Остальная часть состава - алифатический растворитель, в качестве которого используют дистиллятную продукцию, широкую фракцию легких углеводородов - ШФЛУ или нестабильный - газовый бензин.

При выборе состава оторочки проводят следующие мероприятия:

1) оценка коллоидной устойчивости нефти при взаимодействии с растворителем на основе спектрофотометрических исследований;

2) оценка снижения вязкости нефти при взаимодействии с растворителем на основе реологических исследований;

3) оценка диффузионной активности растворителя.

При проведении исследований используют балльную систему для сравнения разных составов.

Продвижение композиции оторочки по продуктивному пласту осуществляют продавливающей композицией - смесью алифатического растворителя и ионогенного ПАВ. Функция алифатического растворителя -повышение охвата продуктивного пласта воздействием. В качестве алифатических компонентов используют дистиллятную продукцию, широкую фракцию легких углеводородов - ШФЛУ или нестабильный -газовый бензин. Ионогенное ПАВ, используемое в продавливающей композиции, например, водорастворимый алкилфенол, предназначено для снижения межфазного натяжения между закачиваемым растворителем и конденсатом пара, для улучшения продвижения пара по продуктивному пласту.

Предлагаемый способ иллюстрируется следующими фигурами, где на

- фиг. 1 изображена зона воздействия на продуктивный пласт;

- фиг. 2 изображена схема закачки реагентов;

- фиг. 3 изображена схема воздействия на продуктивный пласт в разрезе.

Зона воздействия на продуктивный пласт (фиг. 1) показывает: горизонтальный участок ствола скважины - 1, подошва продуктивного пласта - 2, продуктивный пласт - 3, кровля продуктивного пласта - 4, зона воздействия на продуктивный пласт - 5.

На схеме закачки реагентов (фиг. 2) отражены: горизонтальный участок ствола скважины - 1, область закачки композиции оторочки - 6, область закачки продавливающей композиции - 7, область закачки пара - 8.

На схеме воздействия на продуктивный пласт в разрезе (фиг. 3) изображены: горизонтальный участок ствола скважины - 1, подошва продуктивного пласта - 2, продуктивный пласт - 3, кровля продуктивного пласта - 4, зона воздействия на продуктивный пласт - 5, область закачки композиции оторочки - 6, область закачки продавливающей композиции - 7, область закачки пара - 8, смесь нефть(битум)-растворитель-конденсат - 9. Стрелками обозначены: направления потоков композиций и пара - А, направления потоков смеси нефть(битум)-растворитель-конденсат Б.

Способ осуществляют следующим образом.

Производят бурение одной горизонтальной скважины 1 в подошвенной части 2 продуктивного пласта 3. Перфорацию горизонтальной скважины 1 осуществляют только по верхней образующей горизонтального участка, таким образом, воздействие композиции оторочки 6, продавливающей композиции 7 и пара 8 будет сконцентрировано в продуктивной части пласта 3. Использование одной горизонтальной скважины 1, работающей в периодическом режиме позволит значительно сократить капитальные и текущие затраты при обустройстве месторождения. Снижение вязкости вязкой нефти или битума достигается за счет разжижения растворителем и прогрева паром, в результате чего смесь нефть (битум)-растворитель-конденсат 9 самотеком поступает к стволу горизонтальной скважины 1, откуда выкачивается с помощью насосов. Закачку композиций растворителей 6 и 7 осуществляют циклически. При этом отбор смеси высоковязкой нефти или природного битума с растворителем и конденсатом 9 осуществляют между циклами закачки из горизонтальной скважины 1.

В качестве компонентов композиции оторочки 6 используют смесь алифатических с числом углеродных атомов 5-7, ароматических углеводородов, доля которых не превышает 10 об % и неиногенное ПАВ. В качестве алифатических компонентов композиции оторочки 6 могут использовать - дистиллятную продукцию, широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ) или нестабильный (газовый) бензин, в качестве ароматических - толуол, этилбензол, ксилол, ароматические нефрасы, а в качестве неионогенного ПАВ - алкилимидозалины, нефтерастворимые алкилфенолы или сульфоновые кислоты.

Для компонентов продавливающей композиции 7 используют ионогенный ПАВ и алифатический растворитель. В качестве алифатических компонентов продавливающей композиции 7 могут использовать -дистиллятную продукцию, широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ) или нестабильный (газовый) бензин. В качестве ионогенного ПАВ - водорастворимый алкилфенол.

Конкретное соотношение компонентов в составе растворителя определяют в соответствии с физико-химическими свойствами извлекаемой керновой высоковязкой нефти или природного битума.

Заявленное изобретение позволяет не допустить выпадения асфальтено-смолистых компонентов в продуктивном пласте 3, что позволяет избежать кольматирования продуктивного пласта 3 и горизонтальной скважины 1 и приводит к увеличению нефтеотдачи.

Применение двухступенчатой системы закачки позволит эффективно экономить дорогостоящие компоненты композиций. В связи с тем, что ароматические компоненты используют только в композиции оторочки.

За счет использования одной горизонтальной скважины вместо двух достигается существенная экономия материальных, временных и финансовых ресурсов.

Перфорирование скважины только по верхней образующей горизонтального участка ствола позволит минимизировать потери композиций и пара за счет направленного воздействия, что приведет к минимальным потерям в коэффициенте охвата по сравнению с традиционным вариантом из двух скважин, а также позволит превзойти вариант горизонтальной скважины с восходящим участком.