Способ разработки месторождений высоковязких и тяжелых нефтей

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к разработке месторождений высоковязких и тяжелых нефтей термическими методами в сочетании с различными добавками, например поверхностно-активными веществами. Обеспечивает повышение эффективности нефтеотдачи пласта при разработке месторождений вязкой и тяжелой нефти. Сущность изобретения: способ включает последовательную закачку расчетного количества теплоносителя и термостабильного поверхностно-активного вещества в скважину. Скважину выдерживают определенное время в закрытом состоянии. Согласно изобретению перед закачкой поверхностно-активного вещества в пласт призабойную зону скважины дополнительно прогревают теплоносителем. Затем порционно закачивают 0,5-0,7 мас.% водного раствора поверхностно-активного вещества. Объем закачки определяют по аналитическому выражению. Причем оторочку поверхностно-активного вещества продавливают в пласт теплоносителем. 1 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к разработке месторождений высоковязких и тяжелых нефтей термическими способами в сочетании с различными добавками, например поверхностно активными веществами (ПАВ).

Известен способ воздействия на пласты, содержащие тяжелые углеводороды, паром [сер. Нефтепромысловое дело. вып.21, М.: ВНИИОЭНГ, 1983, с. 64].

Недостатком способа является низкий коэффициент извлечения тяжелых нефтей вследствие прорыва пара к добывающим скважинам по наиболее проницаемым пропласткам, миграции пара под воздействием сил гравитации в верхние слои продуктивного пласта, а также конденсации, в результате чего, тепла, для понижения вязкости битума и разрушения адгезионного контакта между битумом и песчаником недостаточно.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому является способ разработки месторождений высоковязких и тяжелых нефтей [см. пат. RU №2163292, Е 21 В 43/24, опубл. бюл. №5 за 2001 г.], включающий последовательную закачку в скважину теплоносителя и термостабильного ПАВ, извлечение из скважины нефти, при этом после закачки расчетного количества теплоносителя скважину выдерживают определенное время в закрытом состоянии, причем в качестве ПАВ используют систему реагента РДН, представляющего собой состав, состоящий из неионогенного ПАВ (НПАВ), концентрата полярных, высокомолекулярных асфальто-смолистых и парафиновых компонентов (АСПК) нефти и ароматического углеводородного растворителя, в котором эффективно растворяется как НПАВ, так и АСПК.

Способ позволяет несколько повысить эффективность вытеснения нефти при паротепловом воздействии на пласт за счет увеличения охвата пласта.

Недостатком способа является низкая эффективность вытеснения за счет неустойчивости термостабильной эмульсионно-дисперсной системы прямого типа на основе РДН, зависящая как от режимных параметров закачки, так и от составляющих самого пласта. Кроме того, для закачки используется высококонцентрированный состав реагента РДН, что влечет за собой повышенные материальные затраты.

Решаемая техническая задача состоит в повышении эффективности нефтеотдачи пласта при разработке месторождений вязких и тяжелых нефтей при последовательном воздействии теплоносителя и термостабильного ПАВ.

Поставленная техническая задача достигается описываемым способом, включающим последовательную закачку расчетного количества теплоносителя и термостабильного ПАВ в скважину, выдержку скважины определенное время в закрытом состоянии.

Новым является то, что перед закачкой ПАВ в пласт, призабойную зону скважины дополнительно прогревают теплоносителем, затем порционно закачивают 05-0,7 маc.% водный раствор ПАВ, при этом объем закачки определяют по формуле:

V зак.=0,1×V пор=0,1 х m × πh³, м³, где

m - пористость пласта, %;

h - толщина работающей части пласта, м,

причем оторочку ПАВ продавливают в пласт теплоносителем, в качестве теплоносителя используют пар, а в качестве ПАВ моющие вещества "МС-1" или "МВ-1".

Заявляемая совокупность отличительных признаков позволяет повысить эффективность нефтеотдачи пласта за счет сочетания теплового и физико-химического воздействия. При этом происходит разрушение адгезионного контакта между высоковязкими, тяжелыми нефтями и песчаником. Водные растворы термостабильных ПАВ, вводимые в пласт вместе с паром имеют низкое поверхностное натяжение, улучшают смачивание, способствуют гидрофилизации пор пласта в целом, изменению капиллярных сил и улучшают подвижность (битума) тяжелых нефтей.

Продавливание в пласт оторочки ПАВ паром способствует образованию устойчивой пены, которая закрывает часть крупных поровых каналов, что вызывает перераспределение путей фильтрации и приводит к активному движению битума по малопроницаемым участкам пласта, что, в свою очередь, увеличивает охват пласта тепловым воздействием и, в конечном итоге, повышает нефтеотдачу пласта.

Из доступных источников патентной и научно-технической литературы неизвестна заявленная совокупность отличительных признаков. Следовательно, прелагаемый способ отвечает критерию "изобретательский уровень".

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

Способ испытывали на залежах битумов, залегающих в терригенных коллекторах, разрабатываемых методом термоциклического воздействия (ТВЦ) на пласт паром, продуктивные пласты в которых характеризуются следующими параметрами:

1) глубина залегания пласта, м - 70-120;

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

3) проницаемость, не менее, мкм² - 0,5;

4) пористость, не менее, % - 18;

5) битумонасыщенность, не менее, % от объема пор - 40;

5) давление нагнетания агентов, не более, МПа - 5;

6) температура теплоносителя,°С - 100°С.

При испытании использовали следующие реагенты:

1) моющее средство МС-1, содержащее анионоактивные ПАВ (алкиларисульфонат или алкилсульфат), карбоксиметилцеллюлозу, сульфат натрия, алкиломиды, триполифосфат натрия в определенных соотношениях – ГОСТ-25644-96;

2) моющее средство МВ-1, содержащее сульфонол (сульфонат) – ТУ-6-01-862-75, метасилихат натрия – ГОСТ-13078-81, каустическую соду – ГОСТ-11078-78, кальцинированную соду – ГОСТ-5100-85 в определенных соотношениях, которые выпускаются промышленностью республики Татарстан, недифицитны, недороги, удобны при работе в промысловых условиях и допущены к применению согласно "Положения о порядке допуска к применению химических продуктов, предназначенных для использования при добыче, транспортировке и переработке нефти" утвержденного Госгортехнадзором России.

Закачку моющих средств осуществляли с использованием стандартного оборудования устья скважины, механизмов и агрегатов, применяемых при капитальном ремонте скважин:

1) передвижные компрессоры СД 9/101 (TУ26-12-67 383) или стационарные установки ОВГ-75/70У;

2) автоцистерны для перевозки технической воды - ЦП-500, ЦР-7АП;

3) передвижной пементировочный агрегат типа ЦА-320 М;

4) передвижные парогенераторы ППУ-3М;

5) станция СКТ-1, СКТ-2.

Под закачку выбирали добывающие скважины, обводненность продукции которых не более 90%.

Выбранную для закачки моющего средства скважину оборудовали исследовательской площадкой, манометром, термометром и краником для отбора проб жидкости и газа.

Перед началом работ провели комплекс геофизических исследований для изучения технического состояния эксплуатационной колонны и выявления путей фильтрации воды и битума, определения величин пластового и забойного давлений и температур.

Рабочая концентрация водных растворов моющих средств составляет 05-0,7 маc.%.

В скважинах, выбранных под закачку раствора моющих средств, путем закачки 3-4 м³ горячей воды (t≥70°C) или холодной (в зависимости от температуры в пласте), определяли интервал приемистости пласта, замеряли дебит скважины и обводненность добываемой продукции, отбирали пробы пластовой жидкости и газов на анализ.

При этом объем закачки производили по приведенной выше формуле. Приготовление расчетного объема водного раствора моющего средства производили на месте использования в автоцистернах или в мерных емкостях цементировочного агрегата ЦА-320 М порциями по 5-6 м³ раствора в заданной концентрации, далее подавали в мерную емкость агрегата и разбавляли технической водой при интенсивном перемешивании в течение 10-15 мин. Готовый раствор моющего средства закачивали в пласт (РД 39 - 0147585 - 122 - 95).

Учет объемов закачки производили мерными емкостями агрегата.

Перед закачкой моющих веществ призабойную зону скважины дополнительно прогревали паром.

Производили закачку пара по колонне НКТ в объеме 40-80 т с расходом 3-5 т/ч согласно РД-39-Р-27-90 БО ВНИИ. При этом по межтрубному пространству для предотвращения нагрева обсадной колонны и перемешивания закачиваемого раствора от компрессоров вели закачку воздуха с расходом 500-600 м³/ч.

Закачку водного раствора моющего средства производили по колонне НКТ при закрытом межтрубном пространстве. После закачки моющего средства в прогретую паром призабойную зону провели продавку его паром в пласт в объеме, равном 0,5 объема закачки моющего средства.

Закачку раствора моющего средства производили при минимальной подаче агрегата, максимальное давление в процессе закачки во избежание разрыва пласта не должно превышать 0,8 Р_r (Р_r - горное давление).

После закачки расчетного объема раствора моющего средства и продавки его в пласт скважину закрывали для термокапиллярной пропитки и для перераспределения раствора моющего средства в пласте. Выдержку скважины продолжали до снижения температуры в призабойной зоне скважины до 70-90°С.

Далее вводили скважину в эксплуатацию и производили отбор жидкости до прекращения подачи на устье.

После прекращения отбора тяжелой нефти осуществляли следующий цикл по закачке пара в призабойную зону и т.д.

Проведенные экспериментальные работы показали, что совокупность отличительных признаков в предлагаемом способе при прогреве призабойной зоны паром (40-80 т), закачке водного раствора 0,5-0,7% концентрации моющего средства "МС-1 " или "MB-1" в определенном для конкретной скважины количестве и проталкивание этого раствора паром в количестве 0,5 объема закачки моющего средства в пласт позволяет увеличить коэффициент вытеснения до 52-53% и снизить обводненность в шесть раз.

Формула изобретения

1. Способ разработки месторождений высоковязких и тяжелых нефтей, включающий последовательную закачку расчетного количества теплоносителя и термостабильного поверхностно-активного вещества в скважину, выдержку скважины определенное время в закрытом состоянии, отличающийся тем, что перед закачкой поверхностно-активного вещества в пласт призабойную зону скважины дополнительно прогревают теплоносителем, затем порционно закачивают 0,5-0,7 мас.% водного раствора поверхностно-активного вещества, при этом объем закачки определяют по формуле

V_зак.=0,1×V_пор=0,1×m×πh³, м³,

где m - пористость пласта, %;

h - толщина работающей части пласта, м,

причем оторочку поверхностно-активного вещества продавливают в пласт теплоносителем.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве теплоносителя используют пар, а в качестве поверхностно-активного вещества - моющие вещества "МС-1" или "MB-1".