Способ добычи вязкой нефти или битума из пласта

 

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки залежей тяжелых нефтей и битумов и может быть использовано при добыче вязких нефтей и битумов тепловым воздействием на пласт. Обеспечивает повышение эффективности вытеснения нефти при сниженных энергетических затратах. Сущность изобретения: по способу осуществляют добычу вязкой нефти или битума из пласта нагревом путем закачки в него теплоносителя и газа. Согласно изобретению 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.%. Закачку смеси и пара по количеству закачиваемого пара осуществляют по эмпирической формуле. Изобретение позволяет обеспечить интенсификацию процесса добычи нефти, повысить эффективность их извлечения за счет сочетания теплового и физико-химического воздействия и снизить обводненность продукции. 1 табл.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки залежей тяжелых нефтей и битумов, и может быть использовано при добыче вязких нефтей и битумов тепловым воздействием на пласт.

Известен способ добычи высоковязкой нефти, предусматривающий закачку в скважину пара или горючего газа под давлением, превышающем горное [см. пат. США №3330353, кл. 106-40, опубл. 1967 г.], при этом в пласте образуются горизонтальные трещины, по которым движется пар или газ и нагревает нефть, содержащуюся в поровом пространстве пласта.

Недостатком способа является то, что при разработке пластов, имеющих низкое пластовое давление, после отбора некоторого объема продукта, его приток в скважину прекращается, хотя пласт считается еще горячим и продукт находится в разжиженном состоянии.

Известен также способ добычи вязкой нефти или битума из пласта нагревом путем циклической закачки в него теплоносителя и газа [см. пат. США №3782470, кл. 166-303, опубл. 1974 г.].

Недостатком способа являются высокие энергозатраты, связанные с закачкой большого объема теплоносителя.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому является способ добычи вязкой нефти или битума из пласта [см. а. с. СССР №834339, кл. Е 21 В 43/24, опубл. БИ №20 за 1981 год], включающий нагрев пласта путем закачки в него теплоносителя и газа, при этом до последующего нагрева пласта газ закачивают в последний периодически.

Достоинством способа является то, что в пласте выделяется дополнительное количество тепла за счет низкотемпературного окисления (НТО) высоковязкой нефти или битума кислородом, содержащимся в воздухе, способствующее увеличению дебита скважины.

Недостатком является то, что при НТО происходят деструктивные изменения физико-химических свойств природного битума при прохождении его через высокотемпературную зону, а также то, что происходит закоксование призабойной зоны пласта и нижних подвесок насосно-компрессорных труб (НКТ), что оказывает отрицательное влияние на эффективность вытеснения вязкой нефти или битума в целом и требует дополнительных материальных затрат.

Задачей изобретения является создание способа эффективного вытеснения вязкой нефти или битума из пласта при сравнительно низких энергетических затратах.

Поставленная задача достигается описываемым способом добычи вязкой нефти или битума из пласта путем закачки в него теплоносителя и газа.

Новым является то, что 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,

при этом содержание газа в смеси составляет 20-25 мас.%, а закачку смеси пара и газа производят из расчета

Q_см=1,24 π h³,

где Q_см - количество закачиваемого парогаза, т;

1,24 - установленный экспериментальными работами коэффициент учета расхода парогаза на 1 м³ призабойной зоны;

h - толщина работающей части пласта, м, при давлении 0,2 - 0,8 МПа от давления гидроразрыва пласта, рассчитываемого по формуле

Р_грп=Р_г+δ;

где Р_г - давление горное, МПа;

δ - давление, связанное с преодолением сил сопротивления горных пород разрушению, принимаемое равным от 1,5 до 3 МПа в зависимости от плотности пород.

Давление закачки не должно превышать 0,8 давления гидроразрыва пласта во избежание его разрыва.

Использование в качестве газовых добавок смеси неконденсируюшихся газов при оптимизации соотношения как по составу, так и по содержанию в смеси с теплоносителем, а также по объему закачки парогазовой смеси и давлению закачки, позволяет повысить эффективность добычи вязкой нефти или битума с наименьшими потерями тепла и сравнительно низкими энергетическими затратами.

Способ осуществляют в следующей последовательности (совмещен с примером конкретного выполнения).

На М. Кармальском и Ашальчинском месторождениях вязких нефтей и битумов выбирали скважину для испытания предлагаемого способа добычи вязких нефтей и битумов, обустроили в соответствии с существующим проектом обустройства, дополнительно оборудовали исследовательской площадкой, манометром, термометром и устройством для отбора жидкости.

Начальная битумонасыщенность пласта составляла более 50% объема пор, при этом продуктивный пласт характеризуется следующими параметрами:

1) глубина залегания пласта, м, 60-150;

2) битумонасыщенная толщина, не менее, м, 3;

3) проницаемость, не менее, мкм², 0,52;

4) пористость, не менее, %, 18;

5) динамическая вязкость битума в пластовых условиях, Па•с, 3-16;

6) давление нагнетания агентов не более, МПа, 4;

7) температура теплоносителя,°С, 180-250.

При испытании предлагаемого способа добычи вязкой нефти или битума использовали оборудование, применяемое в нефтяной промышленности:

1) передвижные парогазогенераторы типа УНПГГ 6/6 производительностью 1-6 т/ч с температурой парогаза 180-250°С;

2) передвижные компрессоры типа СД 9/101;

3) емкости для воды объемом 20-70 м³;

4) емкости для дистиллата объемом 10-70 м³;

5) передвижные парогенераторы типа ППУА-1600/100, ПГТУ-3М, ППУА-1200/100;

6) каротажные станции типа СКТ-1, СКТ-2;

7) автоцистерны.

Перед началом технологических работ провели комплекс общеизвестных подготовительных работ, в частности:

- отобрали пробы жидкости на анализ (плотность, вязкость, мехпримеси, температура продукции, химсостав, групповой и фракционный составы);

- замерили дебит жидкости;

- отбили статический уровень жидкости в скважинах участка;

- снизили уровень жидкости до башмака НКТ и сняли кривую восстановления уровня;

- создали циркуляцию горячей водой (t ≥ 70-80°С) в нагнетательной скважине. Циркуляцию проводили до появления чистой воды;

- выдули воду;

- после проверки циркуляции замерили приемистость скважины по парогазу, вырабатываемому парогазогенератором УНПГТ-6/6.

- определяли интервал приемистости пласта, применяя станцию типа СКТ.

При нагнетании парогаза в скважину, призабойная зона которой не раздренирована, на начальном этапе провели циклическое воздействие на пласт с периодическим замером приемистости до достижения ее величины, равной 1-6 т/ч. Нагнетание производили при максимальном давлении, не превышающем 0,8 Р_грп по формуле, изложенной выше.

Лабораторными исследованиями установлено, что при закачке парогазовой смеси содержание газовой составляющей не должно превышать 20-25 мас.% (250 м³ газа на 1 т пара). Это оптимальное соотношение, при котором отмечается максимальный коэффициент вытеснения битума. Дальнейшее увеличение содержания газовой составляющей не приводит к увеличению коэффициента вытеснения битума.

По окончании закачки необходимого объема парогазовой смеси скважину останавливали на выдержку для термокапиллярной пропитки. Процесс выдержки с периодическим контролем температур продолжали до снижения пластовой температуры до 70-80°С.

Далее пускали скважину на излив и производили отбор продукции в сборный коллектор до прекращения подачи. Пробы направляли не реже одного раза в неделю на анализ (обводненностъ, плотность, вязкость, мехпримеси, температура продукции, химсостав, групповой и фракционный состав).

В процессе отбора жидкости два раза в месяц определяли охват пласта по толщине (профиль притока).

Для контроля зоны прогрева и дренирования циклически работающих скважин раз в месяц выполняли съемку электрических потенциалов участка.

В случае наличия гидродинамической связи между соседними скважинами устанавливали в добывающую скважину термопару для контроля температуры на забое скважины, затем переходили к площадному нагнетанию парогаза.

Опыт показывает, что введение в пласт только пара как понизителя вязкости битума вследствие повышения в пласте температуры и для создания в пласте упругой энергии недостаточно. Упругая энергия быстро теряется, и температура быстро падает до исходной. При парогазовом воздействии на пласт кроме тепловой энергии вводится неконденсирующаяся газовая составляющая, увеличивающая упругую энергию пласта и, как следствие, обеспечивающая интенсивное движение жидкости к забою скважин.

Результаты экспериментальных исследований вытеснения нефти парогазовой смесью пара с СО₂ и N₂, выявили существенное отличие динамики вытеснения парогазом от динамики вытеснения чистым паром. В распределении температуры по длине модели для парогаза в отличие от пара характерно заметное повышение температуры при движении его по модели, что связано с наличием неконденсирующихся газов и теплопотерями. В случае вытеснения нефти чистым паром с азотом и углекислым газом коэффициент вытеснения значительно выше по сравнению с вытеснением чистым паром. При вытеснении нефти парогазовой смесью для достижения одинакового значения коэффициента вытеснения требуется меньше пара, чем в процессе вытеснения чистым паром, то есть для парогаза характерны более низкие паронефтяные и водонефтяные соотношения.

Применение в качестве газовой составляющей воздуха недопустимо. Взаимодействие воздуха с газами продуктивного пласта дает взрывоопасную смесь.

Одновременно с нагнетанием теплоносителя в нагнетательную скважину проводили контроль за уровнем жидкости в окружающих скважинах. Один раз в сутки контролировали давление на устье добывающих скважин участка (элемента). При достижении давления на устье более 0,1 МПа скважину пускали на излив.

Температуру продукции добывающих скважин контролировали ежесуточно по показаниям переносного термометра на устье скважины. При повышении температуры продукции выше 80°С и в случае прорыва парогаза к забою добывающих скважин отбор продукции прекращали.

Нагнетание парогаза приостанавливали после установления постоянной температуры в добывающей скважине. Нагнетательную скважину закрывали на выдержку для термокапиллярной пропитки до снижения температуры в призабойной зоне до 70-80°С.

После термокапиллярной пропитки нагнетательные и добывающие скважины пускали в работу. В случае получения притока проводили эксплуатацию скважин в следующем режиме:

- добывающая скважина работала в режиме отбора;

- нагнетательная скважина работала в циклическом режиме:

"нагнетание" до достижения температуры на забое добывающей скважины до 80°С - "выдержка"; отбор.

Цикл повторяли до прекращения подачи в добывающей скважине.

В случае повторного прорыва газов отбор продукции и закачку парогаза прекращали, скважины устанавливали на термокапиллярную пропитку, принимали решение о возможности перевода данных скважин в противоположную категорию.

В случае отсутствия гидродинамической связи с окружающими скважинами участка переходили к циклическому воздействию парогазом в добывающих скважинах, повторяя работы начиная с нагнетания парогаза в нагнетательную скважину. Циклы повторяли до достижения гидродинамической связи.

В случае неравномерного продвижения фронта прогрева прекращали отбор из ближайших добывающих скважин и проводили мероприятия по выравниванию фронта.

Результаты, полученные при лабораторных исследованиях и опробованные в промысловых условиях, приведены в таблице.

Примечание: БПК - блокировка поровых каналов.

Из таблицы видно, что при закачке парогазовой смеси, содержащей 20-25 мас.% смеси неконденсирующихся газов, достигается максимальное извлечение битума, равное 38-44 мас.%. Указанный коэффициент извлечения достигается на породах, имеющих проницаемость 1,1-2 мкм². При более низких проницаемостях породы происходит блокировка поровых каналов.

Проведенные исследования выявили эффективность закачки смеси пара с неконденсирующимися газами, которая связана:

- с возможностью регулирования процесса вытеснения зоной горячей воды;

- с зависимостью температуры конденсации пара от содержания инертной составляющей газа;

- с газоводяной репрессией;

- с массообменом между газовой и жидкой фазами.

Проведенными лабораторными и промысловыми исследованиями установлен оптимальный состав газовой составляющей, оптимальное соотношение парогазовой смеси, оптимальный расход парогаза на 1 м³ призабойной зоны. Дан интервал проницаемостей продуктивного пласта, при котором происходит максимальное извлечение.

Промысловые испытания технологии парогазового воздействия при использовании в качестве газа смеси неконденсирующихся газов, образующихся в процессе сгорания жидкого топлива, на М. Кармальском и Ашальчинском месторождениях природных битумов показали, что средний дебит битума по ряду скважин после его применения в сравнении с обычной парообработкой увеличился в четыре раза, обводненность снизилась в два раза.

Формула изобретения

Способ добычи вязкой нефти или битума из пласта нагревом путем закачки в него теплоносителя и газа, отличающийся тем, что 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

при этом содержание газа составляет 20-25 мас.%, а закачку смеси пара и газа производят из расчета

Qсм=1,24 π h3,

где Qсм - количество закачиваемого парогаза, т;

1,24 - установленный экспериментальными работами коэффициент учета парогаза на 1 м³ призабойной зоны;

h - толщина работающей части пласта, м,

при давлении 0,2-0,8 МПа от давления гидроразрыва пласта.