Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ (ВАРИАНТЫ)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки залежей высоковязких нефтей.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти, подстилаемой водой, включающий закачку газообразного агента и добычу нефти, с целью снижения вязкости нефти, закачку газообразного агента производят в водоносную часть залежи до полного удаления подвижной воды, а добычу осуществляют после растворения газа в нефти (а.с №620103, МПК Е21В 43/00, 43/18, опубл. 27.04.00). В качестве газообразного агента предлагается использовать углеводородный газ. Вязкость нефти не превышает 200 мПа·с.

Недостатком способа является низкая нефтеотдача пласта, связанная с незначительным снижением вязкости нефти из-за малой скорости проникновения газа в высоковязкие нефти с вязкостью более 200 мПа·с в пластовых условиях. Кроме этого, для закачки углеводородных газов требуется специальное оборудование.

Известен способ воздействия (патент RU №2327728, МПК С09К 8/584, опубл. 27.06.2008. Бюл. №18) на призабойную зону нефтяного пласта на основе состава, включающего оксиэтилированные изононилфенолы со степенью оксиэтилирования 4-12, углеводородный растворитель и в качестве нефтяного сульфоната содержащего присадку С-150, при следующем соотношении компонентов:

Состав готовят смешением компонентов до получения однородного раствора. После закачки раствора в призабойную зону и/или в пласт при взаимодействии с пластовой или закачиваемой водой в промытых зонах образуется высоковязкая эмульсия, которая повышает фильтрационное сопротивление в высокопроницаемых водонасыщенных пропластках.

Недостатками способа являются повышенная вязкость образующихся эмульсий, низкая эффективность при разработке залежей высоковязких нефтей.

Также известен способ разработки высоковязкой нефти с использованием в качестве разжижающего состава углеводородокисляющих бактерий с питательными солями в водном растворе (патент RU №2195549, МПК Е21В 43/22, опубл. 27.12.2002, бюл. №36) при следующем соотношении компонентов, мас.%:

В качестве углеводородокисляющих бактерий (УОБ) используют бактерии, обладающие способностью снижать вязкость нефти и обессеривать ее, например: штамм Pseudomonas species-45.

Недостатком способа является то, что указанные углеводородокисляющие бактерии в процессе переработки нефти в первую очередь потребляют легкие компоненты, содержащиеся и без того в малом количестве в высоковязкой нефти, и снижают их содержание в составе нефти, что ведет к ухудшению качества нефти и увеличению ее вязкости.

Кроме этого, способ обладает низкой эффективностью при разработке высоковязких нефтей, в то время как в известном способе используются менее вязкие нефти.

Наиболее близким по технической сущности является способ (прототип) добычи высоковязкой обводненной нефти (а.с. 1798487, МПК Е21В 43/22, опубл. 28.02.93. Бюл. №8), включающий снижение вязкости водонефтяной эмульсии путем подачи на прием водоглубинного насоса блоксополимеров окиси этилена и пропилена в смеси с растворителем в соотношении 1:1. В качестве растворителя используют толуольную фракцию или нефрас А 150/330 или кубовые остатки производства бутанола.

Недостатком способа является необходимость постоянного промыслового контроля. По прототипу плотность исследуемых нефтей в пластовых условиях находится в интервале 808-900 кг/м³. По существующей классификации к тяжелым (высоковязким) нефтям относятся нефти, вязкость которых в пластовых условиях свыше 200 мПа·с и до 10000 мПа·с и плотность выше 900 кг/м³. В предлагаемом способе плотность разрабатываемых нефтей находится в интервале 940-965 кг/м³ в условиях пласта. Поэтому еще одним недостатком известного способа является низкая эффективность при разработке залежей высоковязких нефтей с плотностью в пластовых условиях выше 900 кг/м³.

Технической задачей данного изобретения является повышение эффективности извлечения высоковязкой нефти за счет значительного снижения вязкости нефти путем закачки раствора, снижающего вязкость нефти.

Поставленная задача достигается способом разработки залежи высоковязкой нефти, включающим закачку через нагнетательную скважину вытесняющего агента, отбор продукции через добывающие скважины, определение обводненности продукции, использование при нагнетании раствора, снижающего вязкость нефти.

Новым является то, что при обводненности продукции ниже 55% в качестве раствора, снижающего вязкость нефти, используют раствор неионогенного поверхностно-активного вещества АФ₉-4-6 в углеводородном растворителе при их соотношении, % об.:

который перед закачкой смешивают с водой в соотношении 1:2, при этом объем закачки указанного раствора составляет 5-20% от объема нефти, находящейся в межскважинной зоне.

Поставленная задача достигается способом разработки залежи высоковязкой нефти, включающим закачку через нагнетательную скважину вытесняющего агента, отбор продукции через добывающие скважины, определение обводненности продукции, использование при нагнетании раствора, снижающего вязкость нефти.

Новым является то, что при обводненности продукции выше 55% в качестве раствора, снижающего вязкость нефти, используют раствор неионогенного поверхностно-активного вещества АФ₉-4-6 в углеводородном растворителе при следующем соотношении компонентов, % об.:

при этом объем закачки указанного раствора составляет 5-20% от объема нефти, находящейся в межскважинной зоне.

Основные трудности при добыче высоковязких нефтей связаны с их аномально высокими вязкостями в пластовых условиях. Методы разработки высоковязких (тяжелых) нефтей направлены на снижение их вязкости либо путем разогрева пласта за счет закачки теплоносителей (дорогостоящий метод), либо закачкой агентов, снижающих вязкость нефти, например, углеводородных растворов неионогенных поверхностно-активных веществ (НПАВ).

Механизм действия углеводородного раствора НПАВ на высоковязкую нефть заключается в том, что, с одной стороны, растворитель, смешиваясь с высоковязкой нефтью, снижает ее вязкость, с другой стороны, НПАВ при определенной концентрации образует с нефтью маловязкие прямые водонефтяные эмульсии типа масло в воде (м/в), т.е. внешней фазой (дисперсионной средой) этих эмульсий является вода. Для таких эмульсий характерно снижение вязкости при разбавлении их водой. Кроме этого, в результате взаимодействия двух несмешивающихся жидкостей, таких как углеводородный растворитель и вода в присутствии НПАВ, образуются прозрачные при 8°С микроэмульсии (м/э). Все эти процессы способствуют снижению вязкости высоковязкой нефти за счет комплексного воздействия углеводородного растворителя и НПАВ.

В качестве неионогенного поверхностно-активного вещества (НПАВ) используют оксиэтилированные алкилфенолы со степенью оксиэтилирования 4-6 АФ₉-4, АФ₉-6 (ТУ 2483-077-05766801-98) ОАО "Нижнекамскнефтехим". По своим физико-химическим свойствам НПАВ АФ₉-4-6 относятся преимущественно к маслорастворимым ПАВ. Они хорошо растворяются в большинстве органических растворителей, в воде диспергируются с образованием эмульсий.

В качестве углеводородного растворителя используют Абсорбент 50/370 с плотностью 0,820 г/см³ Нижнекамского химкомбината (ТУ 2411-139-05766801-2007), нефрас 150/330 (ТУ 38.1011049-98), Абсорбент А-2 (ТУ 2411-418-05742686-98), бензин висбрекинга ОАО "ТАНЕКО".

Вода, которую используют для смешения с углеводородным раствором НПАВ в соотношении 1:2, может быть как пресной, так и минерализованной с плотностью не более 1120 кг/м³.

Проведены лабораторные исследования влияния на вязкость высоковязких нефтей растворов НПАВ АФ₉-4-6 в углеводородном растворителе. Лабораторные исследования проводились на нефтях Мордово-Кармальского месторождения с плотностью 945 кг/м³ и Ашальчинского месторождения с плотностью 970 кг/м³ в поверхностных условиях.

По первому варианту при обводненности нефти ниже 55% углеводородные растворы НПАВ АФ₉-4-6 смешиваются с водой в соотношении 1:2 и перемешиваются с помощью электромешалки в течение 5-10 минут со скоростью 500 об/мин. Концентрация НПАВ АФ₉-4-6 в полученных растворах меняется от 31% до 49% об. Ранее проведенные исследования показали, что при концентрации НПАВ в растворе меньше 31% об. не достигается эффективного снижения вязкости нефти. А увеличение концентрации НПАВ в растворе, содержащем воду в соотношении 1:2, выше 49% об. не дает кратного увеличения эффективности процесса.

Исходя из этих же соображений, были определены верхний и нижний пределы концентрации углеводородного растворителя (51-69% об.) в углеводородном растворе НПАВ АФ₉-4-6, разбавленном водой в соотношении 1:2.

Готовый раствор НПАВ в углеводородном растворителе, смешанный с водой в соотношении 1:2, после перемешивания на электромешалке в виде эмульсии вводится в высоковязкую нефть, при этом количество (объем закачки) углеводородного раствора НПАВ может составлять 5, 10, 15, 20% от объема нефти. Полученная смесь перемешивается на электромешалке в течение 10 мин, после чего измеряются величины динамической вязкости при 8°С на реовискозиметре Rheomat RM-180 в диапазоне скоростей 5,4 с^-1 - 1280 с^-1. Температура 8°С выбрана исходя из того, что большинство месторождений высоковязких нефтей находятся на небольшой глубине и характеризуются пластовой температурой 8-10°С.

Динамика изменения величины динамической вязкости высоковязкой нефти Ашальчинского месторождения от концентрации углеводородного раствора НПАВ АФ₉-6, разбавленного водой в соотношении 1:2 при разных скоростях сдвига, приведена в табл.1. В таблице также приведены величины кратного снижения вязкости высоковязкой нефти после введения углеводородного раствора НПАВ АФ₉-6 при скоростях сдвига 6,5 c^-1 и 146 с^-1. Скорость сдвига 6,5 с^-1 выбрана из условия, что она близка к сдвиговым напряжениям, действующим на жидкость в пластовых условиях, а 146 с^-1 - при движении жидкости в призабойной зоне пласта. В том и другом случае происходит значительное снижение исходной вязкости высоковязкой нефти. В зависимости от содержания углеводородного раствора НПАВ в нефти и концентрации НПАВ АФ₉-6 в растворителе снижение вязкости при скорости 6,5 с^-1 происходит в 1,4-646 раз, а при скорости 146 c^-1 - в 1,5-1080 раз.

С помощью кондуктометра ОК-102/1 (Венгрия) были определены величины электропроводности и тип получающихся эмульсий. Без НПАВ водонефтяные системы являются обратными эмульсиями типа "вода в масле" (в/м), в присутствии НПАВ происходит постепенное повышение электропроводности, а затем наступает инверсия фаз, и эмульсии становятся прямыми " масло в воде "(м/в), т.е. внешней фазой (дисперсионной средой) этих эмульсий является вода. Для таких эмульсий характерно снижение вязкости при разбавлении их водой.

Процесс разбавления эмульсии водой не бесконечный, при некоторой степени разбавления наступает разрушение эмульсии с разделением ее на высоковязкую нефть и воду. С целью предотвращения разрушения в пластовых условиях маловязких эмульсий на основе углеводородных растворов НПАВ и высоковязкой нефти при обводненности последней выше 55% предлагается закачивать углеводородные растворы НПАВ АФ₉-4-6 без введения дополнительной воды. Методика приготовления растворов, снижающих вязкость нефти (с обводненностью выше 55%, т.е. по второму варианту), заключается в том, что НПАВ АФ₉-4-6 добавляется в углеводородный растворитель с концентрациями 31-49 объемных процентов. При этом происходит многократное снижение вязкости высоковязкой нефти. Результаты приведены в табл.2.

Также были проведены аналогичные исследования, в которых в качестве растворителя использовались: Нефрас 150/330, бензин висбрекинга, не прошедший стадию гидроочистки, производства ОАО "ТАНЕКО" (табл.3).

Таблица 1 Величина динамической вязкости высоковязкой нефти Ашальчинского месторождения с обводненностью 38%, содержащей различные количества углеводородного раствора НПАВ, разбавленного водой в соотношении 1:2, при разных скоростях сдвига Скорость сдвига, с-1 Исходная вязкость нефти, мПа·с 15% АФ9-6 в р-ле 31% АФ9-6 в р-ле 49% АФ9-6 в р-ле Размер оторочки углев-го раствора НПАВ в нефти, % 5 10 15 20 5 10 15 20 5 10 15 20 5,4 41800 20100 12200 1970 189 7200 1052 1024 76 187 321 708 1750 6,5 40700 9,0 40200 16800 9690 1370 79 5040 833 488 51 103 206 592 1450 16,2 37400 15000 7240 1160 60 2150 729 375 42 86 172 512 1100 27 34000 13300 4400 977 50 1210 628 341 39 78 156 455 995 48,6 31481 12100 2090 899 42 905 511 310 35 78 155 411 855 81 29150 12000 1010 721 35 764 425 300 25 78 155 381 768 146 26990 243 24991 10100 647 592 30 452 372 290 25 81 135 320 603 437 23140 9266 540 493 30 434 233 290 25 80 130 320 603 729 21426 8501 449 411 30 362 194 290 25 80 130 320 605 1280 19839 7799 375 343 30 301 161 290 25 77 130 320 605 * - кратное уменьшение вязкости при скорости сдвига 6,5 с-1 ** - кратное уменьшение вязкости при скорости сдвига 146 с-1

Таблица 2 Величина динамической вязкости нефти, содержащей разные количества углеводородного раствора НПАВ, при разных скоростях сдвига Скорость сдвига, с1 Исходная вязкость нефти, мПа·с 15% об. АФ9-6 в р-ле (ПАВ-15 р-ль-85) % об. 31% об. АФ9-6 в р-ле (ПАВ-25, р-ль-75) % об. 49% об. АФ9-6 в р-ле (ПАВ-49, р-ль-51) % об. Размер оторочки углев-го раствора НПАВ в нефти, % 5 10 15 20 5 10 15 20 5 10 15 20 5,4 41800 12800 2980 1200 580 6070 1670 1150 652 127 177 708 1750 6,5 40700 12100 2800 1190 540 5550 1360 1117 494 106 170 681 1600 9,0 40200 10900 2780 1180 525 5200 1140 1080 374 88 165 592 1450 16,2 37400 9420 2600 1170 500 4260 952 844 283 80 160 512 1100 27 34000 48,6 31481 7200 2500 1150 405 1760 621 567 186 78 148 411 855 81 29150 6360 2500 1120 375 1020 518 463 158 78 148 381 768 146 26990 243 24991 4716 2308 1078 256 970 387 345 119 81 145 320 603 437 23140 4136 2219 1057 215 933 337 307 106 80 143 296 590 729 21426 3628 2134 1037 201 897 315 271 99 80 142 274 523 1280 19839 3183 2052 1016 199 854 294 240 97 77 140 254 467 * - кратное уменьшение вязкости при скорости сдвига 6,5 с-1 ** - кратное уменьшение вязкости при скорости сдвига 146 с-1

Эффективность вариантов предлагаемого способа в сопоставлении с известным способом оценивали в лабораторных условиях путем сравнения степени снижения вязкости высоковязкой нефти, результаты представлены в табл.4. Как видно из таблицы, при введении в высоковязкую нефть при температуре 8°С углеводородного раствора НПАВ АФ₉-4-6 вязкость ее снижается в интервале от 8 до 44 раз, а по известному способу вязкость нефти снижается всего в 6,8-6,9 раза.

Пример конкретного применения

В промысловых условиях для осуществления вариантов технологии на основе углеводородного раствора НПАВ требуются два насосных агрегата типа ЦА-320 и автоцистерны (АЦ) с товарной формой НПАВ АФ₉-4-6 и АЦ с растворителем в количестве, необходимом для реализации технологии, емкость для приготовления рабочего раствора (АЦ).

Для реализации вариантов способа, например, на участке залежи высоковязкой нефти, состоящем из одной нагнетательной скважины (в центре), через которую осуществляется закачка вытесняющего агента, и пяти добывающих скважин, расположенных на расстоянии порядка 50-100 м от данной нагнетательной скважины и из которых ведется отбор продукции, определяется обводненность добываемой продукции.

Обводненность продукции составляет 38%. Поскольку обводненность продукции ниже 55% (первый вариант), то в качестве раствора, снижающего вязкость нефти, используют раствор НПАВ АФ₉-4-6 в углеводородном растворителе, смешанный с водой в соотношении 1:2. Далее рассчитывается необходимое количество реагентов для приготовления раствора НПАВ в углеводородном растворителе. Для этого первоначально рассчитываем объем нефти, заключенный в цилиндре пласта вокруг нагнетательной скважины, по формуле:

где Vн - объем нефти, м³;

π - константа=3,14;

R - расстояние между нагнетательной и добывающей скважинами, м;

h - нефтенасыщенная толщина пласта, м;

S - нефтенасыщенность, д.ед.;

m - пористость, д.ед.

Необходимый объем закачки углеводородного раствора НПАВ составляет 5-20% от объема нефти Vн.

При R=50 м, h=6 м, S=0,65, m=0,22 Vн равен 3367,7 м³. Объем оторочки раствора составляет 15% V_H от объема нефти, следовательно, объем углеводородного раствора НПАВ равен 505 м³ (соответственно Vнпав=42 м³, Vp-ля=126 м³ и воды при соотношении 1:2 Vв=337 м³). При этом их концентрация в растворе равна, % об., НПАВ - 8,3, растворителя - 25, вода - остальное. Способ также можно реализовывать через добывающую скважину, при этом осуществляются аналогичные расчеты необходимых объемов реагентов.

Приготовление 1 м³ 35% раствора НПАВ в растворителе осуществляется следующим образом: насосным агрегатом из АЦ с товарной формой НПАВ АФ₉-6 подается 350 л АФ₉-6, из АЦ с растворителем 650 л абсорбента 50/370 в емкость (АЦ) для приготовления рабочего раствора, затем подается 2 м³ воды с водовода (соотношение 1:2). В течение 20-30 мин все перемешивается на максимально возможной производительности насосного агрегата по схеме: емкость для приготовления рабочего раствора (АЦ) - насосный агрегат - емкость для приготовления рабочего раствора (АЦ). Полученную эмульсию из емкости для приготовления рабочего раствора вторым насосным агрегатом закачивают в скважину.

По второму варианту при обводненности продукции (равной 65%), т.е. выше 55%, осуществляется закачка углеводородного раствора НПАВ, не разбавленного водой. Для приготовления 1 м³ 35% об. раствора НПАВ в углеводородном растворителе подается в АЦ для приготовления рабочего раствора 350 л (35% об.) НПАВ АФ₉-4 и 650 л (65% об.) абсорбента 50/370. В течение 20-30 мин все перемешивается, раствор закачивается в скважину. Поскольку концентрация НПАВ высока в растворе, достаточно будет закачать оторочку меньшего размера, например 5% от Vн. После закачки оторочки углеводородного раствора НПАВ осуществляется заводнение в обычном режиме.

Применение вариантов предлагаемого способа при разработке залежей высоковязких нефтей повышает эффективность извлечения высоковязкой нефти за счет значительного снижения вязкости нефти путем закачки раствора, снижающего вязкость нефти.