Способ добычи трудноизвлекаемых запасов нефти

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности добычи трудноизвлекаемых запасов сверхвязкой нефти из пластов малой толщины, исключение выпадения смолисто-асфальтеновых веществ в пласте с одновременным сокращением материальных затрат. Способ добычи трудноизвлекаемых запасов нефти включает предварительные исследования состава сверхвязкой нефти и выбор растворителя, закачку в скважину растворителя, представляющего собой смесь углеводородов предельного алифатического и ароматического рядов, закачку пара и последующий отбор продукции. При проведении предварительных исследований состава сверхвязкой нефти определяют суммарное содержание в нефти смолисто-асфальтеновых веществ, на основе которых осуществляют выбор растворителя. Проверяют на совместимость выбранный растворитель со сверхвязкой нефтью. Осуществляют закачку пара. При суммарном содержании смолисто-асфальтеновых веществ в сверхвязкой нефти выше 15 мас.% к указанному выше растворителю добавляют толуол 10-80 мас.% в зависимости от содержания смолисто-асфальтеновых веществ в сверхвязкой нефти и осуществляют закачку. После закачки растворителя снова осуществляют закачку пара. Оставляют скважину на пропитку продолжительностью до 7 суток. 3 табл., 3 пр.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам добычи трудноизвлекаемых запасов сверхвязкой нефти (СВН) с малыми толщинами пластов закачкой пара и растворителя с применением одиночной наклонно-направленной или вертикальной, с наклонными или горизонтальными ответвлениями от основного ствола, скважины.

Известен способ разработки залежей тяжелых и сверхтяжелых нефтей и природных битумов с использованием водяного пара и углеводородного растворителя, в качестве которого применяют смесь углеводородов предельного алифатического и ароматического рядов (патент RU № 2387818, МПК Е 21 В 43/24, опубл. 27.04.2010, бюл. № 12). Совместную закачку пара и углеводородного растворителя осуществляют после достижения температуры в паровой камере не менее температуры фазового перехода смеси пара и углеводородного растворителя. Недостатком способа является низкая эффективность нефтеизвлечения сверхвязкой нефти вследствие отсутствия подбора состава растворителя в зависимости от содержания смолисто-асфальтеновых веществ в сверхвязкой нефти.

Известен способ разработки месторождений высоковязких нефтей с малыми толщинами пластов методом циклической закачки растворителя и пара в одиночные наклонно направленные скважины (патент RU № 2455475, МПК Е 21 В 43/24, опубл. 10.07.2012, бюл. № 19). Растворитель и пар закачивают поочередно в кровельную часть пласта через вскрытую зону в конце восходящего участка скважины.

Недостатком способа является низкая эффективность нефтеизвлечения сверхвязкой нефти вследствие отсутствия подбора состава растворителя в зависимости от содержания смолисто-асфальтеновых веществ в сверхвязкой нефти.

Известен способ извлечения высоковязких нефтей и природных битумов из залежи (патент RU № 2475636, МПК Е 21 В 43/22, опубл. 20.02.2013, бюл. № 5), включающий закачку растворителя, состоящего из смеси вязкость-понижающего растворителя, в качестве которого используют алифатические углеводороды с числом углеродных атомов 5-7, и растворителя асфальтенов, который представляет собой ароматические углеводороды, в соотношении (90-80):(10-20), отбор продукции с контролем за изменением содержания смолисто-асфальтеновых компонентов и корректировку соотношения вязкость-понижающего растворителя и растворителя асфальтенов в рабочем агенте в соответствии с полученными данными, при этом контроль за изменением содержания асфальтено-смолистых компонентов в извлекаемых высоковязких нефтях или природных битумах ведут на протяжении всего времени извлечения, с использованием метода фотоколориметрии, и корректировку соотношения вязкость-понижающего растворителя и растворителя асфальтенов в рабочем агенте осуществляют исходя из графика изменения коэффициента светопоглощения: в случае уменьшения коэффициента светопоглощения, свидетельствующего об осаждении асфальтено-смолистых компонентов в пласте, увеличивая количество растворителя асфальтенов в рабочем агенте до отсутствия изменения коэффициента светопоглощения.

Недостатком способа является отсутствие предварительной проверки на совместимость растворителя с нефтью с целью предотвращения выпадения смолисто-асфальтеновых веществ (САВ) в пласте. Применение растворителя, способствующего выпадению САВ в пластовых условиях, ведет к ухудшению фильтрационно-емкостных характеристик пласта: снижению проницаемости и охвата пласта воздействием. Контроль за изменением содержания САВ в результате закачки растворителя уже в процессе добычи нефти с последующей корректировкой состава растворителя ведет к увеличению затрат на растворитель, и экономическая рентабельность способа в целом снижается.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому техническому решению является способ извлечения высоковязкой нефти и природного битума из залежи (патент RU № 2694983, МПК Е 21 В 43/24, Е 21 В 43/22, опубл. 18.07.2019, бюл. № 20), включающий закачку в скважину растворителя, представляющего собой смесь углеводородов предельного алифатического и ароматического рядов, последующий отбор продукции, предварительные исследования состава нефти, на основе которых осуществляют выбор состава композиции растворителя и ПАВ, закачку композиции растворителя и ПАВ в скважину под давлением, превышающим давление гидроразрыва, далее производят закачку пара для снижения вязкости добываемой продукции.

Недостатком способа является то, что, первоначально, композиция растворителя закачивается в холодный пласт, проталкивается вытесняющей холодной оторочкой и только после этого закачивается пар для снижения вязкости добываемой нефти. При такой последовательности закачки реагентов не может произойти существенного снижения вязкости нефти, поскольку нефть отделена от закачиваемого пара вытесняющей оторочкой, что ведет к снижению эффективности вытеснения СВН. Также закачка композиции в скважину под давлением, превышающим давление гидроразрыва может разрушить пласт и привести к неконтролируемому прорыву пара, перетокам растворителя в водоносный пласт, что нежелательно с точки зрения экологии. Также в изобретении не приведены способы предотвращения выпадения смолисто-асфальтеновых веществ в результате осуществления способа.

Техническими задачами данного изобретения являются повышение эффективности способа добычи трудноизвлекаемых запасов сверхвязкой нефти за счет увеличения в составе растворителя доли ароматических углеводородов, исключение выпадения смолисто-асфальтеновых веществ в пласте, сокращение материальных затрат и расширение технологических возможностей способа.

Технические задачи решаются способом добычи трудноизвлекаемых запасов нефти, включающим предварительные исследования состава сверхвязкой нефти и выбор растворителя, закачку в скважину растворителя, представляющего собой смесь углеводородов предельного алифатического и ароматического рядов, закачку пара и последующий отбор продукции.

Новым является то, что при проведении предварительных исследований состава сверхвязкой нефти определяют суммарное содержание в нефти смолисто-асфальтеновых веществ, на основе которых осуществляют выбор растворителя, проверяют на совместимость выбранный растворитель со сверхвязкой нефтью, осуществляют закачку пара, при суммарном содержании смолисто-асфальтеновых веществ в сверхвязкой нефти выше 15 мас.% к растворителю добавляют толуол 10-80 мас.% в зависимости от содержания смолисто-асфальтеновых веществ в сверхвязкой нефти, после закачки растворителя снова осуществляют закачку пара, оставляют скважину на пропитку продолжительностью до 7 сут.

По способу используют растворители, представляющие собой смесь углеводородов предельного алифатического и ароматического рядов, например: РП - растворитель промышленный (ТУ 0258-007-60320171-2016), печное топливо (ТУ 0258-049-00151638-2003), дистиллят 30/125 (ТУ 2411-139-05766801-2007) и ароматический растворитель - толуол (ГОСТ 5789 – 78).

Сущность изобретения.

Основные трудности при добыче сверхвязкой нефти связаны с ее аномально высокой вязкостью в пластовых условиях. Существующие методы разработки СВН направлены на снижение ее вязкости либо путем разогрева пласта, либо закачкой агентов, снижающих вязкость нефти, т.е. растворителей. Комбинация этих двух методов ведет к увеличению эффективности извлечения СВН. При воздействии на СВН углеводородными растворителями происходит полное смешение нефти и растворителя и снижается вязкость нефти.

Основной причиной высокой вязкости СВН является наличие в нефти смолисто-асфальтеновых веществ - САВ.

По действующей на сегодня классификации запасов и ресурсов нефти, утвержденной Министерством природных ресурсов РФ, по содержанию смол и асфальтенов нефти делятся на три типа: малосмолистые – содержание САВ менее 5 мас. %; смолистые – содержание САВ составляет 5-15 мас.%; высокосмолистые – содержание САВ составляет более 15 мас.%. По этой классификации сверхвязкая нефть является высокосмолистой нефтью и относится к трудноизвлекаемым запасам нефти.

САВ представляют собой смесь высокомолекулярных соединений, состоящих из конденсированных циклических структур, содержащих нафтеновые, ароматические и гетероциклические кольца с боковыми алифатическими цепями. Смолы и асфальтены в нефти существуют в виде сложных ассоциатов смолисто-асфальтеновых веществ.

В свою очередь растворители по своему углеводородному составу делятся также на алкановые (пентан, гексан, гептан), нафтеновые (циклогексан) и ароматические (бензол, толуол).

Молекулы смол имеют в своем составе как ароматические, так и алифатические сегменты, поэтому смолы способны хорошо растворяться как в алкановых углеводородах, так и в ароматических.

Доля ароматического углерода в асфальтенах превышает долю алкановых, и поэтому асфальтены нефти хорошо растворимы только в ароматических растворителях, а в присутствии алканового растворителя асфальтены выпадают в осадок. Поэтому так важен подбор растворителя, подходящего по составу, до разработки залежи СВН с целью предотвращения выпадения САВ в пластовых условиях.

Осаждение САВ происходит в тех случаях, когда концентрация растворителя в нефти превышает критическую отметку (от 20 мас.% до 30 мас.%). В пласте осаждение САВ происходит прежде всего на границе контакта нефти и растворителя, там, где концентрация растворителя максимальная. Осаждение САВ в пласте ведет к закупориванию порового пространства и снижению проницаемости пласта, в результате снижается охват пласта воздействием и уменьшается приток нефти к добывающей скважине.

Все эти негативные последствия можно избежать. Для этого проводят предварительные исследования состава сверхвязкой нефти и выбор растворителя. При проведении предварительных исследований состава сверхвязкой нефти определяют суммарное содержание в нефти смолисто-асфальтеновых веществ, на основе которых осуществляют выбор растворителя, представляющего собой смесь углеводородов предельного алифатического и ароматического рядов. Затем проверяют на совместимость выбранный (предполагаемый для закачки) растворитель со сверхвязкой нефтью. Проверка на совместимость сверхвязкой нефти из разрабатываемой залежи в способе добычи трудноизвлекаемых запасов сверхвязкой нефти позволяет закачать растворитель, который не вызывает осаждение в пласте САВ.

Для изучения процесса осаждения САВ были проведены лабораторные эксперименты с сверхвязкой нефтью Ашальчинского и Мордово-Кармальского месторождений. Для этого были приготовлены растворы СВН в различных растворителях, содержание растворителя в этих растворах СВН составляло около 90 мас. %. Были получены окрашенные, с разной степенью интенсивности, растворы сверхвязкой нефти, в некоторых из них визуально наблюдался осадок.

Были измерены оптические плотности полученных растворов. Результаты проведенных исследований приведены в таблице 1.

Таблица 1 – Результаты проверки на совместимость различных растворителей с СВН разных месторождений

№ п/п	Растворитель	Мордовско-Кармальская нефть	Ашальчинская нефть
Оптическая плотность при λ=540 нм	Наличие осадка САВ, %	Оптическая плотность при λ=540 нм	Наличие осадка САВ, %
1	Толуол	0,318	Нет	0,169	нет
2	РП (растворитель промышленный)	-	-	0,200	1,43
3	Печное топливо	0,295	Нет	0,208	0,34
4	Дистиллят 30/215	0,187	4,3	0,154	6,2

Анализ приведенных данных показал, что наличие осадка зависит от состава сверхвязкой нефти. Как видно из таблицы 1, растворитель печное топливо не образует осадка САВ с нефтью Мордово-Кармальского месторождения, при смешении его с нефтью Ашальчинского месторождения наблюдается осаждение смолисто-асфальтеновых веществ из нефти.

При наличии осадка в растворах нефти с одним и тем же растворителем (дистиллят 30/215), количественное содержание его больше в более тяжелой, т.е., в нефти, в составе которой больше содержится САВ, соответственно, 4,3 % в Мордово-Кармальской нефти и 6,2 % в Ашальчинской нефти.

Содержание осадка в растворителе РП с нефтью Ашальчинского месторождения составило 1,43 %.

При использовании растворителей, вызывающих осаждение САВ из сверхвязкой нефти для совместного применения с паротепловым воздействием необходима добавка ароматического растворителя (толуол).

С ростом температуры растворимость асфальтенов в углеводородном растворителе увеличивается. Поэтому важно до закачки растворителя прогреть пласт закачкой пара. Иначе не произойдет значительного снижения вязкости СВН только за счет закачки растворителя, для этого потребуются очень большие объемы растворителя. При паротепловом воздействии растворитель контактирует с высокотемпературным паром и, соответственно, имеет тоже повышенную температуру. Поэтому до закачки растворителя осуществляют закачку пара, таким образом повышают эффективность процесса вытеснения СВН.

В процессе добычи нефти в силу особенностей геолого-физического строения пласта фильтрация жидкостей происходит не равномерно, где-то быстрее, где-то медленнее, вследствие этого могут различаться температуры на разных участках. При фильтрации нефти в таких условиях из-за изменения температуры снижается растворяющая способность используемых растворителей и может произойти осаждение САВ. Чтобы не допустить этого факта предлагается увеличить в составе растворителя долю ароматических углеводородов добавкой в используемый растворитель до закачки в пласт некоторого количества ароматического растворителя – толуола, объем которого будет зависеть от содержания САВ в нефти. Необходимое количество толуола определяется на основе предварительных исследований состава СВН на определение содержания САВ.

Определение содержания САВ в нефти проводится методом, основанным на способности асфальтенов осаждаться в избытке н-гептана (Рыбак, Б.М. Определение содержания смол и асфальтенов [Текст] / Б.М. Рыбак // Анализ нефти и нефтепродуктов /- Изд 5-е, перераб.-М., 1962. – гл.17 – С. 466- 467). Пробу нефти разбавляют 30-кратным количеством н-гептана. Отстаивают раствор в темном месте при комнатной температуре в течение 16 часов. После этого раствор пропускают через фильтр «синяя лента». Проводят дополнительную обработку фильтра с осадком в экстракционном аппарате. Сначала удаляют осажденные смолы, экстрагируя их н-гептаном. Затем проводят экстракцию оставшихся асфальтенов бензолом.

Из бензольного экстракта удаляют растворитель, оставшиеся асфальтены высушивают до постоянной массы и взвешивают.

В фильтрате, полученном после отделения асфальтенов, определяют содержание смол, адсорбируемых силикагелем. Для этой цели смолы, растворенные в фильтрате, адсорбируют на силикагеле, а затем десорбируют спирто-бензольной смесью и количественно определяют после отгона растворителя. Полученный сухой остаток высушивают в сушильном шкафу и доводят до постоянного веса. Результаты таких исследований проб нефти из разных месторождений СВН приведены в таблице 2.

В последней колонке таблицы 2 приведено суммарное содержание САВ.

Таблица 2 – Результаты определения содержания САВ в различных нефтях

Месторождение	Асфальтены, мас. %	Смолы, мас. %	Сумма САВ, мас. %
№ 1	4,3-7,2	18,0-37,7	22,3-44,9
№ 2	3,5-6,35	27-37,5	30,5-43,85
№ 3	7,13	38,0	45,13
№ 4	5,8-7,93	22,7-38,9	28,5-46,83
№5	10,0	27,05	37,05
№6	5,86-6,00	35,89-38,2	41,75-44,2
№7	6,45-6,88	35,7-38,43	42,15-45,31

В исследуемых образцах СВН с разных месторождений диапазон содержания САВ меняется от 22,3 мас. % до 46,83 мас. %. На основе полученных данных был построен ранжированный ряд необходимого количества добавки толуола к закачиваемому растворителю в зависимости от содержания САВ в СВН разрабатываемой залежи (см. табл. 3). При суммарном содержании смолисто-асфальтеновых веществ в сверхвязкой нефти выше 15 мас. % к растворителю добавляют толуол 10-80 мас. % в зависимости от содержания смолисто-асфальтеновых веществ в сверхвязкой нефти. После закачки растворителя снова закачивают пар, оставляют скважину на пропитку продолжительностью до 7 сут в зависимости от объема закачки. Осуществляют последующий отбор продукции.

Таблица 3 - Количество добавки толуола к выбранному растворителю от содержания САВ в нефти

Содержание САВ в СВН, мас. %	до 15	от 15 до 20	от 20 до 25	от 25-до 30	от 30 до 35	от 30 до 40	от 40 до 45	от 45 до 50	от 50 до 55
Добавка толуола, мас.%	0	10	20	30	40	50	60	70	80

Примеры конкретного выполнения.

Пример 1.

На участке залежи СВН, находящейся на глубине 90 м со средней толщиной пласта 15 м, с пористостью 28 %, проницаемостью 2,7 мкм² и вязкостью нефти 12950 мПа∙с пробурена одиночная наклонная скважина. Дебит нефти составляет 3 т/сут. По вышеописанной методике проводятся предварительные исследования состава нефти, определяются все физико-химические характеристики этой нефти. Также определяется суммарное содержание смол и асфальтенов в этой нефти. Содержание асфальтенов составило 6,45 мас.%, содержание смол – 35,7 мас.%, суммарное содержание САВ равно 42,15 мас. %. В качестве растворителя выбирают растворитель РП (ТУ 0258-007-60320171-2016), которого надо закачать 40 т. Проверяют на совместимость растворитель РП со сверхвязкой нефтью. В результате смешения 90 мас.% растворителя РП с 10 мас.% нефти выпал осадок САВ в количестве 0,14 г (1,43 мас.%). Следовательно, растворитель РП в чистом виде не пригоден для совместного применения при пароциклическом воздействии на пласт, а требуется добавка ароматического растворителя - толуола. Осуществили закачку пара. Из таблицы 3 определили, что при таком суммарном содержании САВ в СВН необходимо к растворителю РП добавить 60 мас. % толуола. Закачали растворитель следующего состава: 40 мас.% РП (16 т) + 60 мас.% толуола (24 т), затем снова закачали пар. После этого скважину оставили на пропитку продолжительностью 6 сут для распределения тепла и диффузии растворителя в пласт, далее осуществили отбор нефти.

При этом дебит по нефти составил 9 т/сут, прирост дебита нефти при закачке пара с растворителем составил 6 т/сут. При снижении дебита до первоначального уровня повторяют циклическую закачку пара и растворителя. Также способ может осуществляться и через вертикальную скважину с наклонными или горизонтальными ответвлениями от основного ствола, что расширяет технологические возможности способа.

Пример 2.

Пример проводят в условиях примера 1. Анализируют СВН, суммарное содержание САВ равно 19 мас.%. В качестве растворителя выбирают растворитель печное топливо, которого надо закачать 40 т. Проверяют на совместимость растворитель печное топливо со сверхвязкой нефтью, в результате выпал осадок САВ в количестве 0,04 г (0, 34 мас.%). Осуществили закачку пара. Из таблицы 3 определили, что при таком суммарном содержании САВ в СВН необходимо к растворителю печное топливо добавить 10 мас.% толуола. Закачали растворитель следующего состава: 90 мас.% печное топливо (36 т) + 10 мас.% толуола (4 т). Затем снова закачали пар. После этого скважину оставили на пропитку продолжительностью 5 сут.

Пример 3.

Пример проводят в условиях примера 1. Анализируют СВН, суммарное содержание САВ равно 51,9 мас.%. В качестве растворителя выбирают растворитель РП, которого надо закачать 40 т. Проверяют на совместимость растворитель РП со сверхвязкой нефтью, в результате выпал осадок САВ в количестве 0,15 г (1,54 мас.%). Осуществили закачку пара. Из таблицы 3 определили, что при таком суммарном содержании САВ в СВН необходимо к растворителю РП добавить 80 мас.% толуола. Закачали растворитель следующего состава: 20 мас.% РП (8 т) + 80 мас.% толуола (32 т). Затем снова закачали пар. После этого скважину оставили на пропитку продолжительностью 7 сут.

Таким образом, способ добычи трудноизвлекаемых запасов нефти повышает эффективность способа добычи трудноизвлекаемых запасов сверхвязкой нефти за счет увеличения в составе растворителя доли ароматических углеводородов, исключает выпадение смолисто-асфальтеновых веществ в пласте, сокращает материальные затраты и расширяет технологические возможности способа.

Способ добычи трудноизвлекаемых запасов нефти, включающий предварительные исследования состава сверхвязкой нефти и выбор растворителя, закачку в скважину растворителя, представляющего собой смесь углеводородов предельного алифатического и ароматического рядов, закачку пара и последующий отбор продукции, отличающийся тем, что при проведении предварительных исследований состава сверхвязкой нефти определяют суммарное содержание в нефти смолисто-асфальтеновых веществ, на основе которых осуществляют выбор растворителя, проверяют на совместимость выбранный растворитель со сверхвязкой нефтью, осуществляют закачку пара, при суммарном содержании смолисто-асфальтеновых веществ в сверхвязкой нефти выше 15 мас.% к растворителю добавляют толуол 10-80 мас.% в зависимости от содержания смолисто-асфальтеновых веществ в сверхвязкой нефти, после закачки растворителя снова осуществляют закачку пара, оставляют скважину на пропитку продолжительностью до 7 суток.