Способ разработки залежи высоковязкой нефти и природного битума
METHOD FOR DEVELOPMENT OF DEPOSITS OF HIGH-VISCOSITY OIL AND NATURAL BITUMEN

Изобретение в целом относится к области горного дела, более детально к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей высоковязких нефтей или битумов с применением технологии паротепловой обработки скважин.
Технический результат заключается в повышении нефтеотдачи пласта за счет последовательного осуществления трех технологических действий в заявленном техническом решении, а именно на первом этапе проводят паротепловое воздействие на пласт, далее следует совместное химическое и каталитическое воздействие на пласт с применением рабочего агента (композиции, состоящей из спирто - щелочного раствора, который представляет собой раствор гидроксида натрия в этиловом спирте, и катализатора на основе оксидов переходных металлов, где металлы выбраны из группы: Cr, Mn, Fe, Со, Ni, Cu, Zn, Mo), обеспечивающих химическую конверсию высоковязкой нефти и природного битума и тем самым обеспечивают возможность интенсификации нефтеотдачи с необратимым эффектом снижения вязкости и плотности добываемых вязких нефтей и природных битумов.
Кроме того, принимая во внимание наличие факта необратимого эффекта снижения вязкости и плотности добываемых вязких нефтей и природных битумов, автоматически реализована возможность улучшения условий транспортировки и дальнейшей переработки высоковязкой нефти и природного битума.
Краткая сущность заявленного технического решения заключается в том, что заявленный способ заключается в строительстве или использовании уже существующих вертикальных скважин, обеспечивающих, кроме добычи высоковязкой нефти и природного битума, также возможность закачки рабочего агента.
Далее в тексте заявителем приведены термины, которые необходимы для облегчения однозначного понимания сущности заявленных материалов и исключения противоречий и/или спорных трактовок при выполнении экспертизы по существу и при использовании заявленного технического решения.
Паротепловое воздействие - процесс распространения тепла в пласте и вытеснение нефти при нагнетании в пласт водяного пара (http://proofoil.ru/Oilproduction/Steamaction.html).
Паротепловая обработка скважин (ПТОС) - технология, заключающаяся в том, что в пласт через скважину закачивают теплоноситель (водяной пар), объем которого в пересчете на конденсат (т.е. воду) обычно составляет 1000-3000 тонн, далее скважину останавливают на срок от нескольких до десятков суток - так называемый период пропитки - после чего пускают в эксплуатацию. [Антониади Д.Г. Пароциклические обработки призабойных зон в нефтяных скважинах. - Краснодар. Совет. Кубань, 2005, стр. 30-31]
Устье скважины - верхняя, приповерхностная, видимая часть скважины, на которой производится монтаж насосного и прочего оборудования. [https://rengm.m/burenie/konstrukcija-skvazhiny-na-neft-i-gaz-shema.html]
Забой скважины - самая нижняя часть скважины, «дно», через которое осуществляется закачка технологических жидкостей, теплоносителей и др, а также обеспечение оптимальных условий извлечения флюида из продуктивного пласта. [https://rengm.ru/rengm/zaboi-neftj anoi-skvazhiny-konstrukcija.html]
Паронефтяной фактор (паронефтяной коэффициент) - отношение количества закачанного в пласт пара к количеству дополнительно добытой нефти за счет паротеплового воздействия
[https://studbooks.net/1789797/geografiya/sravnenie_metodov_povysheniya_nefteotdachi]
Смолисто-асфальтеновые вещества (CAB) - это сложная многокомпонентная смесь высокомолекулярных гетероатомных соединений, в составе которых одновременно присутствуют такие элементы, как: углерод, водород, сера, кислород, азот и металлы - в основном, ванадий, никель, железо и молибден. Говоря о смолисто-асфальтеновых веществах обычно подразумевают смолы и асфальтены.
[https://petrodigest.ru/info/neft/himicheskij-sostav-nefti/smolisto-asfal-tenovye-veshhestva].
Смолы - твердые аморфные вещества либо малоподвижные жидкости, от темно-коричневого до черного цвета. В структуре смол присутствует полициклическая конденсированная система, состоящая из 4 - 5-ти колец, 1 - 3-х метальных групп и 1-го длинного алкильного заместителя. Кроме того, обязательным условием является наличие гетероатомов [https://petrodigest.ru/info/neft/himicheskij-sostav-nefti/smolisto-asfal-tenovye-veshhestva].
Асфальтены - аморфные твердые тела от темно-бурого до черного цвета, обладающие кристаллоподобной структурой. Структура асфальтенов представляет собой полициклические, сильно конденсированные, по большей части ароматические системы, соединенные с пяти- и шестичленными гетероциклами. Молекулы состоят из 4 - 5-ти фрагментов, которые в свою очередь, содержат несколько ароматических колец [https://petrodigest.ru/info/neft/himicheskij-sostav-neft
Анализ существующего уровня техники в исследуемой области показал следующее:
- освоение альтернативных источников углеводородного сырья, среди которых в качестве наиболее перспективных рассматриваются месторождения высоковязких нефтей и природных битумов, является актуальной задачей топливно-энергетической отрасли;
- подавляющее число осуществляемых проектов разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов связано с термическими методами воздействия на пласт, например, паротепловое воздействие на пласт, которое является наиболее надежным и эффективно применяемым способом освоения месторождений высоковязкой нефти и природного битума;
- одним из актуальных и перспективных направлений развития термических методов добычи высоковязких нефтей и природных битумов является совершенствование паротепловых методов воздействия на пласт, включающее любое дополнительное воздействие (физическое, химическое), которое имеет своей целью повышение рентабельности и эффективности разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов.
Следует обратить внимание на то, что выявленные технологии добычи высоковязких нефтей и природных битумов обеспечивают некоторое снижение вязкости лишь на этапе внутрипластовой добычи нефти при воздействии пара, которое как известно является краткосрочным, и обратимым, наблюдается только в период паротеплового воздействия и в достаточно широком для обеспечения снижение вязкости в диапазоне температур от 50 до 300°С.
По мере же снижения температуры, например, в устье добывающей скважины, температура добываемого сырья составляет уже около 50°С, а при транспортировке по трубопроводам температура снижается до температуры окружающей среды, при этом наблюдается весьма быстрое нарастание вязкости добываемой нефти по причине ее остывания - в следствие чего вязкость возрастает от минимальной 10 сантипуаз (далее сП) при 250°С в пласте, до 300 сП при 50°С, например, в устье добывающей скважины и до, например, 3000 сП при 20°С на земной поверхности. Таким образом, при добыче нефти при движении ее от продуктивного пласта по направлению к скважине и далее на поверхность, вязкость нефти возрастает на два порядка, например, от 10 сП до 3000 сП, что реально можно представить в виде изменения консистенции от состояния воды до состояния густого сиропа, при этом при такой вязкости возникает проблема по транспортировке продукта по трубопроводам.
Указанная проблема на дату представления заявочных материалов решается разными способами, при этом преимущественным и наиболее распространенным способом является подогрев добываемого флюида в местах его остывания, что является весьма дорогостоящим, сложным и низкоэффективным техническим решением.
Кроме того, паротепловое воздействие на пласт в некоторой степени способствует образованию радикальных цепей молекул тяжелых компонентов высоковязких нефтей и природных битумов, которые практически сразу же подвергаются процессу сшивания (рекомбинации), что, в конечном счете, приводит к изменениям состава нефти и также в некоторой степени является причиной еще более высокого повышения первоначальной вязкости при последующем снижении температуры, что затрудняет дальнейший процесс транспортировки и переработки добытого тяжелого углеводородного сырья.
Основываясь на вышеизложенном, заявителем установлено, что на дату представления заявочных материалов в мире существует насущная проблема:
- по увеличению охвата продуктивного пласта тепловым воздействием с целью снижения вязкости и повышения эффективности добычи высоковязкой нефти и природного битума;
- по упрощению перекачки добытой продукции по трубопроводу, которые вызывают существенные сложности в транспортировке и дальнейшей переработке высоковязкой нефти и природного битума в целом, ввиду того, что паротепловое воздействие на пласт в некоторой степени способствует образованию радикальных цепей молекул тяжелых компонентов высоковязких нефтей и природных битумов, которые практически сразу же подвергаются процессу сшивания (рекомбинации), что, в конечном счете, приводит к изменениям состава нефти и также в некоторой степени является причиной еще более высокого повышения первоначальной вязкости при последующем снижении температуры.
Кроме того, освоение месторождений высоковязких нефтей и природных битумов с применением паротеплового воздействия сопряжено со значительными экономическими затратами на подготовку теплоносителя, например, пара, а также производства его в больших количествах, так как в основном паронефтяной фактор характеризуется высокими значениями экономических затрат.
Принимая во внимание выявленные недостатки, заявителем предложено решить данную проблему посредством введения в пласт после закачки пара рабочего агента, включающего спирто-щелочного раствор и катализатор для внутрипластового облагораживания природных битумов в пластовых условиях, что будет обеспечивать снижение вязкости продукта до такой степени, чтобы обеспечить не только эффективную добычу, но и самое главное - обеспечивать возможность транспортировки продукта по трубопроводу для подачи ее в хранилище и последующую транспортировку на переработку.
Далее заявителем приведено описание воздействия каждого элемента рабочего агента (состава) и его (их) воздействия по отдельности и в совокупности в пласте, соответственно.
Термощелочное воздействие, основанное на комбинировании (сочетании) термического и щелочного воздействия на пласт, которое осуществляется путем предварительного нагнетания в пласт водяного пара с последующей закачкой раствора щелочи, обеспечит увеличение коэффициента охвата пласта за счет эффекта «саморегулирования», выражающегося в относительном повышении фильтрационного сопротивления в высокопроницаемых промытых зонах пласта.
При этом обеспечивается прирост нефтеотдачи до 14,5% по сравнению с общеизвестным заводнением горячей водой или вытеснением нефти газом.
Поскольку щелочные растворы повышают смачиваемость породы пласта водой, то они обладают преимуществом перед другими методами для применения в предпочтительно гидрофобных и гидрофобизированных пластах.
Воздействие же катализатора на высоковязкие нефти и природные битумы приводит к существенному изменению физико-химических свойств нефти, а именно;
- предотвращению процесса сшивания высокомолекулярных радикалов, снижению доли CAB на 11%,
- увеличению доли легких фракций до 15%,
- необратимому снижению вязкости до 60% по сравнению с исходной нефтью, за счет применения катализаторов, известных как таковых, по патенту заявителя №2608192 и, как следствие, приводит к повышению нефтеотдачи продуктивного пласта, снижению энергозатрат на транспортировку и, в целом, к снижению капитальных затрат на промышленную переработку высоковязких нефтей и природных битумов (см. патент №2608192).
Введение этилового спирта, который, как известно, обладает донорно-водородными свойствами, а также растворяющей способностью углеводородных компонентов, позволит одновременно минимизировать процесс сшивания (рекомбинации) образовавшихся в результате паротеплового воздействия свободных радикалов, что, в конечном счете, приведет к отсутствию повышения вязкости при снижении температуры, и обеспечит повышения охвата пласта и эффективности дальнейшего процесса транспортировки и переработки добытых высоковязких нефтей и природных битумов.
Применение катализатора и спирто-щелочного раствора для облагораживания высоковязкой нефти и природного битума в пластовых условиях также уменьшит энергозатраты и положительно скажется на последующей подготовке нефти к транспортировке, так как в их (катализатора и спирто-щелочного раствора) присутствии после остывания сохраняются низкие значения вязкости высоковязкой нефти и природного битума и их возможно перекачивать по трубопроводам.
Таким образом, дополнительное химическое воздействие на пласт с применением катализаторов и спирто-щелочного раствора обеспечит возможность внутрипластовой химической конверсии высоковязких нефтей и природных битумов в условиях пласта, а также позволит расширить степень охвата пласта паротепловым воздействием.
Вследствие выполнения указанных действий с использованием заявленного технического решения, включающего совокупность заявленных признаков, а именно -закачка пара, рабочего агента, включающего спирто-щелочной раствор и катализатор, обеспечивается повышение эффективности разработки залежи высоковязкой нефти и природного битума за счет увеличения охвата продуктивного пласта совокупным тепловым, химическим и каталитическим воздействием.
Далее заявителем приведен анализ уровня техники на дату представления заявочных материалов, которые относятся к повышению эффективности добычи высоковязкой нефти и природного битума в условиях при применении паротеплового воздействия на пласт в присутствии и отсутствии щелочных растворов.
Известно изобретение по патенту RU №2009313 «Способ разработки залежи высоковязкой нефти», включающий периодическую закачку пара в добывающие скважины, добычу нефти и закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины, отличающийся тем, что, с целью повышения нефтеотдачи высоконеоднородных пластов за счет выравнивания фронта вытеснения, в качестве вытесняющего агента используют холодную воду, причем закачку холодной воды ведут в период закачки пара в добывающие скважины, а в период отбора нефти из добывающих скважин закачку холодной воды в нагнетательные скважины прекращают.
Недостатком известного способа является невысокая по сравнению с заявленным техническим решением эффективность добычи нефти, обусловленная невысокой эффективностью использования введенного в пласт тепла ввиду последующей закачки холодной воды, что приведет к остыванию пласта, добываемого флюида и, как следствие, повышение его (флюида) вязкости, длительным простоем скважины в период пропитки, что предполагает наличие высокого паронефтяного фактора.
Кроме того, закачка холодной воды после прогрева пласта паром исключает введение рабочего реагента, (по заявленному техническому решению) представляющего собой композицию из спирто - щелочного раствора, который представляет собой раствор гидроксида натрия в этиловом спирте и катализатора на основе оксидов переходных металлов, что исключает протекание химической конверсии высоковязких нефтей и природных битумов в пластовых условиях, и, соответственно, указанный способ не обеспечивает снижение доли CAB и увеличение доли легких фракции, и, как следствие, вязкость и плотность высоковязких нефтей и природных битумов в пластовых условиях остаются на высоком уровне.
3
3
Известно изобретение по патенту RU №2144982 «Способ обработки призабойной зоны скважин, добывающих тяжелые нефти и природные битумы», включающий обработку призабойной зоны скважин, добывающих тяжелые нефти и природные битумы, включающий закачку в пласт углеводородной жидкости с добавками ферромагнитных компонентов и поверхностно-активных веществ с последующим воздействием на пласт постоянным магнитным полем, отличающийся тем, что в качестве углеводородной жидкости используют водную щелочную эмульсию легкой смолы пиролиза с добавками ферромагнитных компонентов и кубовым остатком производства синтетических жирных кислот, воздействии ультразвука с частотой 100-1000 Гц при температуре исходных жидкостей 70-80°С. Перед образованием эмульсий водные растворы могут быть насыщены воздухом в количестве 1-550 дм на 1 м раствора.
3
3
Недостатками известного способа является значительные энергетические затраты, т.к. требуется воздействие ультразвука с частотой 100-1000 Гц, при турбулентном перемешивании с температурой исходных компонентов эмульсии 70-80°С, и технологическая сложность обработки, т.к. используется насыщение газом водных щелочных растворов, например, воздухом, в количестве 1-50 дм на 1 м раствора перед воздействием ультразвуком, что значительно увеличивает не только энергетические затраты, но и значительно повышает трудоемкость технологического процесса и, как следствие, увеличивает временной интервал обработки скважины.
Кроме того, отсутствие применения пара, а также введения катализатора и спирта (по заявленному техническому решению) исключают протекание химической конверсии высоковязкой нефти и природного битума, связанную со снижением содержаения CAB, и как следствие, снижением вязкости и плотности высоковязкой нефти и природного битума. Это, в свою очередь, приведет к низкому дебиту и коэффициенту извлечения нефти.
Известно изобретение по патенту RU №2065031 «Способ разработки нефтяного месторождения», включающий закачку в пласт гелеобразующего агента и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что перед закачкой гелеобразующего агента в пласте создают охлажденную зону путем закачки воды с температурой ниже забойной не менее чем на 10°С, в объеме и с темпом закачки, обеспечивающими охлаждение высокопроницаемых зон в радиусе не менее 2-3 м от ствола скважины, причем закачку гелеобразующего агента прекращают до начала процесса гелеобразования в охлажденной части пласта, а после закачки гелеобразующего агента скважину останавливают на время, необходимое для завершения процесса гелеобразования, отличающийся тем, что перед закачкой воды пласт предварительно нагревают паром.
Способ направлен на такое охлаждение призабойной зоны, которое обеспечивает эффективное гелеобразование в пласте. Однако такая технология имеет недостатки, а именно, указанный способ не приводит к повышению эффективности использования введенного в пласт тепла и не обеспечивает гарантированные условия работы скважинных насосов.
Существенным недостатком также является то, что известный способ исключает введение рабочего реагента, представляющего собой композицию из спирто - щелочного раствора (как в заявленном техническом решении), который представляет собой раствор гидроксида натрия в этиловом спирте, и катализатора на основе оксидов переходных металлов, что исключает протекание химической конверсии высоковязких нефтей и природных битумов в пластовых условиях, и, соответственно, указанный способ не обеспечивает снижение доли CAB и увеличение доли легких фракции.
Это, в свою очередь, приведет к увеличению вязкости и плотности высоковязких нефтей и природных битумов в пластовых условиях, низкому охвату пласта, дебиту и коэффициенту извлечения высоковязких нефтей и природных битумов.
Из исследованного уровня техники выявлено изобретение, выбранное заявителем в качестве прототипа, как совпадающее по наибольшему количеству совпадающих признаков, по патенту РФ №2435951 «Способ разработки залежи высоковязкой нефти». Сущностью прототипа является способ разработки залежи высоковязкой нефти путем закачки в пласт через добывающую скважину теплоносителя и последующего отбора через нее нефти, отличающийся тем, что после закачки теплоносителя в скважину закачивают охлаждающую жидкость, в качестве которой, или, по крайней мере, части ее используют воду, ненагретую воду, щелочной или кислотный раствор, нефть, газ.
Основными недостатками прототипа по сравнению с заявленным техническим решением является:
1 - низкий коэффициент нефтеизвлечения (нефтеотдача пласта), т.е. эффективности процесса вытеснения нефти из нефтеносного пласта и, как следствие, низкий показатель извлечения нефти;
2 - незначительная деструкция смолисто-асфальтеновых веществ и, как следствие, недостаточное снижение их (смолисто-асфальтеновых веществ) содержания, которые определяют высокую вязкость нефти;
3 - низкое содержание легкой фракции, включающей насыщенные и ароматические углеводороды, вследствие незначительной деструкции смолисто-асфальтеновых веществ;
4 - высокий паронефтяной фактор ввиду отсутствия протекания процесса каталитического облагораживания (химической конверсии) высоковязкой нефти;
5 - высокая плотность нефти ввиду отсутствия протекания процесса каталитического облагораживания (химической конверсии) высоковязкой нефти;
6 - высокое содержание серы ввиду отсутствия протекания процесса каталитического облагораживания (химической конверсии) высоковязкой нефти;
7 - недостаточный охват пласта за счет отсутствия совокупности теплового, химического и каталитического воздействия на пласт;
8 - обратимое снижение вязкости, то есть возрастание вязкости до первоначальной при извлечении нефти на поверхность;
9 - недостаточное улучшение состава, реологических и физико-химических характеристик добываемой высоковязкой нефти;
10 - недостаточный показатель дебита;
11 - низкая эффективность технологии ПТОС из-за того, что тепло, введенное в пласт, пусть не сразу, но отбирается после пуска скважины в эксплуатацию, ввиду закачки охлаждающей жидкости, в качестве которой, или, по крайней мере, части ее используют воду, ненагретую воду, щелочной или кислотный раствор, нефть, газ сразу после закачки теплоносителя в скважину;
12 - высокие энергозатраты на добычу, подготовку, а также последующую траспортировку и переработку нефти, т.к. после остывания нефтепродукты восстанавливают прежние (исходные) параметры вязкости и их невозможно перекачивать по трубопроводам.
13 - отсутствие целесообразности использования катализаторов, как компонента композиции, для облагораживания (химической конверсии) высоковязкой нефти в пластовых условиях при применении известного способа закачки охлаждающей жидкости, в качестве которой, или, по крайней мере, части ее используют воду, ненагретую воду, щелочной или кислотный раствор, нефть, газ сразу после закачки теплоносителя в скважину, ввиду того, что снижение температуры исключает протекание процесса облагораживания (химической конверсии) высоковязкой нефти.
Целью заявленного технического решения является устранение приведенных недостатков прототипа, что приводит в целом к повышению нефтеотдачи пласта за счет увеличения охвата тепловым, химическим и каталитическим воздействием на пласт с использованием теплоносителя (пара) и рабочего реагента, включающего композицию из спирто - щелочного раствора, который представляет собой 1-20 мас. % раствор гидроксида натрия в этиловом спирте, и катализатора на основе оксидов переходных металлов, с применением заявленной совокупности действий, по мнению заявителя, не имеющих аналогов в мире, включающие последовательные закачки пара, рабочего агента и снова пара, обеспечивающих химическую конверсию (облагораживание) высоковязких нефтей и природных битумов и, соответственно, реализации целого комплекса задач, таких, как снижения вязкости, плотности, снижения доли CAB, увеличения легких фракций, увеличение охвата пласта, дебита и коэффициента нефтеизвлечения при добычи высоковязких нефтей и природных битумов. Вследствие указанного, обеспечивается возможность повышения эффективности отбора нефти с одновременной экономией эксплуатационных затрат. Кроме того, обеспечивается улучшение условий транспортировки и дальнейшей переработки высоковязкой нефти и природного битума за счет улучшения их (высоковязкой нефти и природного битума) реологических характеристик (снижения плотности и вязкости).
Техническими результатами заявленного технического решения является устранение недостатков прототипа, а именно:
1 - повышение нефтеизвлечения (нефтеотдачи пласта), т.е. эффективности процесса вытеснения из нефтеносного пласта породы и добычи высоковязких нефтей за счет:
2 - интенсификация деструкции асфальто-смолистых веществ в течение всего периода освоения месторождения, то есть снижение их доли в добываемой высоковязкой нефти и природного битума;
3 - увеличение содержания легкой фракции, включающие насыщенные и ароматические углеводороды;
4 - снижение паронефтяного фактора до показателя 0,27 за счет протекания процесса каталитического облагораживания (химической конверсии) высоковязкой нефти,
5 - снижение плотности нефти за счет протекания процесса каталитического облагораживания (химической конверсии) высоковязкой нефти,
6 - снижение содержания серы в нефти за счет протекания процесса каталитического облагораживания (химической конверсии) высоковязкой нефти;
7 - увеличение охвата пласта за счет совокупности теплового, химического и каталитического воздействия на пласт;
8 - достижение необратимого снижения вязкости;
9 - улучшения состава, реологических и физико-химических характеристик высоковязкой нефти и природного битума;
10 - повышение дебита в результате увеличения охвата пласта и улучшения состава, реологических и физико-химических характеристик высоковязкой нефти и природного битума;
11 - повышение эффективности технологии ПТОС в целом за счет того, что тепло, введенное в пласт не будет отбираться после пуска скважины в эксплуатацию, ввиду повторной закачки водяного пара, и отсутствия закачки охлаждающей жидкости, в качестве которой, или, по крайней мере, части ее используют воду, ненагретую воду, щелочной или кислотный раствор, нефть, газ сразу после закачки теплоносителя в скважину;
12 - снижение энергозатрат, а также улучшение и упрощение условий добычи, подготовки, транспортировки и дальнейшей переработки высоковязкой нефти;
13 - возможность использования катализаторов, как компонента рабочего агента, для облагораживания (химической конверсии) высоковязкой нефти в пластовых условиях при усовершенствовании известного способа закачки охлаждающей жидкости, путем замены ее на дополнительную закачку теплоносителя после закачки рабочего агента для осуществления облагораживания (химической конверсии) высоковязкой нефти в пластовых условиях.
Указанные результаты обеспечиваются за счет применения совокупности признаков заявленного технического решения
Сущностью изобретения является способ разработки залежи высоковязкой нефти и природного битума, заключающийся в том, что в пласт через вертикальную добывающую скважину закачивают теплоноситель, в качестве которого используют водяной пар; затем через вертикальную добывающую скважину закачивают рабочий агент, включающий композицию из спирто-щелочного раствора, который представляет собой 1-20 мас. % раствор гидроксида натрия в этиловом спирте, и катализатора на основе оксидов переходных металлов, где металлы выбраны из группы: Cr, Mn, Fe, Со, Ni, Cu, Zn, Mo, где композиция реагентов содержится в массовом соотношении спирто-щелочной раствор : катализатор = 1:1; затем через вертикальную добывающую скважину закачивают теплоноситель, в качестве которого используют водяной пар, для продавливания рабочего реагента вглубь пласта с возможностью обеспечения химической конверсии высоковязкой нефти и природного битума и интенсификации нефтеотдачи; далее через вертикальную добывающую скважину производят отбор высоковязкой нефти и природного битума.
Заявленное техническое решение иллюстрируется Фиг. 1
На Фиг. 1 приведена Таблица, в которой представлены результаты осуществления заявленного способа путем математического и лабораторного моделирования по Примерам 1, 2, 3, 4.
Далее заявителем приведено осуществление заявленного технического решения.
В пласт залежи высоковязкой нефти или природного битума через добывающую скважину закачивают теплоноситель, например, водяной пар.
Затем в пласт через добывающую скважину закачивают рабочий агент, включающий композицию из спирто-щелочного раствора, который представляет собой 1-20 мас. % раствор гидроксида натрия в этиловом спирте, и катализатора на основе оксидов переходных металлов, где металлы выбраны из группы: Cr, Mn, Fe, Со, Ni, Cu, Zn, Mo, где композиция реагентов содержится в соотношении: спирто-щелочной раствор : катализатор на основе оксидов переходных металлов = 1:1 (далее - рабочий агент).
Указанная область массовой концентрации (1-20 мас. %) гидроксида натрия в этиловом спирте является оптимальной, так как превышение концентрации выше указанного максимума будет экономически нецелесообразным, хотя и будет обеспечивать незначительное увеличение охвата пласта, в свою очередь использование концентраций менее представленных минимальных значений не приведет к заметному повышению эффективности раствора гидроксида натрия в повышении фильтрационного сопротивления в высокопроницаемых промытых зонах пласта.
Реагенты, составляющие рабочий агент, а именно - щелочной раствор, этиловый спирт и катализатор работают следующим образом.
Щелочной раствор повышенной температуры способствует увеличению коэффициента охвата пласта за счет эффекта «саморегулирования», выражающегося в относительном повышении фильтрационного сопротивления в высокопроницаемых промытых зонах пласта.
Распределившись в пласте, катализатор запускает процесс разрушения смолисто-асфальтеновых веществ (CAB), а водородно-донорный растворитель - этиловый спирт позволяет исключить процесс сшивания (рекомбинации) образовавшихся в результате паротеплового воздействия свободных радикалов за счет чего снижается плотность, вязкость нефти, содержание в ней серы, азота. Таким образом, удается решить сразу две задачи - улучшить как химический, так и качественный состав добываемой нефти (битума). Это, в свою очередь, позволяет повысить нефтеотдачу и упростить дальнейшую транспортировку и переработку. Еще одним достоинством заявленного технического решения является очень большой срок службы катализаторов, которые способны работать практически в течение всего периода освоения месторождения.
10
15
Заявителем экспериментальным путем установлено (см. Таблицу на Фиг. 1), что в результате паротеплового воздействия в присутствии катализатора и спирта интенсифицируются процессы деструктивного гидрирования, при этом содержание CAB снижается, одновременно с чем наблюдают возрастание доли насыщенной фракции, которая обогащается нормальными алканами С-С, и ароматической фракции, которая насыщается тяжелыми ароматическими углеводородами, такими, как, например, диметилфенантрен, тетрагидрофенантрен, тетраметилфенантрен - продуктами деструкции смол и асфальтенов.
После закачки в пласт рабочего агента осуществляют его продавливание теплоносителем (например, водяным паром) вглубь пласта. При этом за счет совместного действия рабочего агента и водяного пара в пласте происходит химическая конверсия высоковязкой нефти или природного битума, в результате которой снижается его (нефти или битума) вязкость и, соответственно, увеличивается интенсификация нефтеотдачи.
Затем через добывающую скважину производят отбор нефти.
Реализация способа осуществлена путем математического и лабораторного моделирования.
В результате математического и лабораторного моделирования получают следующие данные:
- показатели добычи нефти после ПТОС: дополнительную добычу (дебит) нефти, паронефтяной фактор, коэффициент нефтеизвлечения (математическое моделирование);
- показатели нефти после ПТОС: содержание насыщенных углеводородов, ароматических углеводородов, смол, асфальтенов, вязкость, плотность, содержание серы (лабораторное моделирование в реакторе).
Математическое моделирование заявленного способа заключается в расчете с помощью компьютерной программы оптимальных параметров паротепловой обработки скважины (ПТОС), воспроизводящих параметры реальной скважины, выбранной в качестве пилотного объекта, и, в результате, расчет показателей добычи нефти после ПТОС.
В качестве пилотного объекта выбрано месторождение высоковязкой нефти с карбонатным типом коллектора, разрабатываемое ООО «РИТЭК».
Параметры реальной скважины, выбранной в качестве пилотного объекта, составляют: радиальный элемент пласта радиусом 250 м, залегающий на глубине 1568 м, насыщен нефтью вязкости 2172 мПа⋅с при пластовых условиях: температуре 20°С и давлении 6,5 МПа. Пласт сложен породами карбонатного типа и имеет сильно неоднородную структуру. Начальная нефтенасыщенность 0,79, средняя пористость - 23,4%. Обрабатываемая скважина расположена в центре элемента пласта. При осуществлении закачки теплоносителя, например, пара, температура и давление пара на устье скважины 350,3°С и 17 МПа, соответственно. При этом на забое скважины температура и давление составляет 305°С и 15 МПа, соответственно.
Лабораторное моделирование заявленного способа включает реализацию пластовых условий с помощью реактора высокого давления, в котором моделируют паротепловое, химическое и каталитическое воздействие на высоковязкую нефть из пилотного объекта, а также температурное воздействие, соответствующее температуре на забое скважины, например, 200°С, 250°С и 300°С, после которого определяют показатели самой нефти после ПТОС.
3
Характеристики исходной нефти приведены в Таблице на Фиг. 1 (столбец 2): содержание насыщенных углеводородов составило 29,5 мас. %, ароматических углеводородов 40,5 мас. %, смол 21,6 мас. %, асфальтенов 8,4 мас. %, вязкость 2172 мПа⋅с, плотность 0,968 г/см, содержание серы 3,3 мас. %.
Далее заявителем приводится описание осуществления лабораторного моделирования в реакторе в общем виде.
3
Реактор представляет собой металлический толстостенный сосуд объемом 300 см.
В реактор помещают, например, 70 г исследуемой нефти, добавляют, например, 30 г воды, и, например, 5 г рабочего агента (композицию реагентов в массовом соотношении: спирто-щелочной раствор : катализатор на основе оксидов переходных металлов = 1:1). С помощью баллона с интертным газом, например, азотом, доводят давление, например, до 9 МПа и нагревают, например, до температуры 200°С.
Далее заявителем приведены примеры осуществления заявленного способа.
Пример 1. Математическое и лабораторное моделирование без добавления рабочего агента (контрольный опыт). Таблица на Фиг. 1 (3 столбец).
Проведено математическое моделирование по контрольному опыту без добавления рабочего агента. Для этого выбрали следующие оптимальные параметры паротепловой обработки скважины (ПТОС): радиальный элемент пласта радиусом 250 м, температура и давление пара на устье скважины 255,3°С и 10 МПа соответственно, сухость пара 0,75, количество закачанного пара 2100 тонн. Температур на забое скважины 200°С, давление 9 МПа.
3
Лабораторное моделирование осуществляли в реакторе, который представляет собой металлический толстостенный сосуд объемом 300 см, куда помещают, например, 70 г исследуемой нефти, и, например, 30 г воды. С помощью баллона с инертным газом, например, азотом доводят давление до, например, 9 МПа и нагревают, например, до температуры 200°С.
По итогам расчетов и результатов определения реологических и физио-химических характеристик получены следующие данные:
3
3
- показатели добычи нефти после ПТОС: дополнительная добыча (дебит) нефти составила 2517 м, паронефтяной фактор 0,83 тонн пара/м дополнительно добытой нефти, коэффициент нефтеизвлечения 0,27;
3
- показатели нефти после ПТОС: содержание насыщенных углеводородов составило 28,0 мас. %, ароматических углеводородов 40,4 мас. %, смол 22,6 мас. %, асфальтенов 9,0 мас. %, вязкость 2580 мПа⋅с, плотность 0,982 г/см, содержание серы 3,1 мас. %.
Пример 2. Математическое и лабораторное моделирование заявленного способа с добавлением рабочего агента и температурой на забое скважины 200°С. Таблица на Фиг. 1. столбец 4.
Для проведения математического моделирования заявленного способа выбрали следующие параметры паротепловой обработки скважины (ПТОС): температура и давление пара на устье скважины 255,3°С и 10 МПа соответственно, сухость пара 0,75, количество закачанного пара 2100 тонн. Рабочий агент добавляют в количестве, например, 180 кг.
При этом температура на забое задана 200°С, давление 9,0 МПа.
3
Лабораторное моделирование осуществляли в реакторе, который представляет собой металлический толстостенный сосуд объемом 300 см, куда помещают, например, 70 г исследуемой нефти, добавляют, например, 30 г воды, 5 г рабочего агента (композицию реагентов в массовом соотношении: спирто-щелочной раствор : катализатор на основе оксидов переходных металлов = 1:1). С помощью баллона с инертным газом, например, азотом доводят давление до, например, 9 МПа и нагревают, например, до температуры 200°С.
По итогам расчетов и результатов определения реологических и физио-химических характеристик получены следующие данные:
3
3
- показатели добычи нефти после ПТОС: дополнительная добыча (дебит) нефти составила 2800 м, что в 1,1 раз больше, чем при традиционном ПТОС. Паронефтяной составил 0,75 тонн пара/м дополнительно добытой нефти, коэффициент нефтеизвлечения 0,29;
3
- показатели нефти после ПТОС: содержание насыщенных углеводородов составило 32,8 мас. %, ароматических углеводородов 37,3 мас. %, смол 21,4 мас. %, асфальтенов 8,5 мас. %, вязкость 2120 мПа⋅с, плотность 0,965 г/см, содержание серы 3,0 мас. %.
Пример 3. Математическое и лабораторное моделирование заявленного способа с добавлением рабочего агента и температурой на забое 250°С. Таблица на Фиг. 1, столбец 5.
Пример 3 осуществлен аналогично Примеру 2, за исключением того, что температура на забое при математическом моделировании и в реакторе при осуществлении лабораторного моделирования составила 250°С, давление 13,2 МПа.
По итогам расчетов и результатов определения реологических и физио-химических характеристик получены следующие данные:
3
3
- показатели добычи нефти после ПТОС: дополнительная добыча (дебит) нефти составила 6774 м, что в 2,7 раза больше, чем при традиционном ПТОС. Паронефтяной составил 0,31 тонн пара/м дополнительно добытой нефти, коэффициент нефтеизвлечения 0,31;
3
- показатели нефти после ПТОС: содержание насыщенных углеводородов составило 37,6 мас. %, ароматических углеводородов 42,2 мас. %, смол 14,5 мас. %, асфальтенов 5,7 мас. %, вязкость 1710 мПа⋅с, плотность 0,955 г/см, содержание серы 2,6 мас. %.
Пример 4. Математическое и лабораторное моделирование заявленного способа с добавлением рабочего агента и температурой на забое 300°С. Таблица на Фиг. 1, столбец 6,
Пример 4 осуществлен аналогично Примерам 2 и 3, за исключением того, что температура на забое при математическом моделировании и реакторе при осуществлении лабораторного моделирования составила 300°С, давление 15 МПа.
По итогам расчетов и результатов определения реологических и физио-химических характеристик получены следующие данные:
3
3
- показатели добычи нефти после ПТОС: дополнительная добыча (дебит) нефти составила 7778 м, что в 3,1 раза больше, чем при традиционном ПТОС. Паронефтяной составил 0,27 тонн пара/м дополнительно добытой нефти, коэффициент нефтеизвлечения 0,34;
3
- показатели нефти после ПТОС: содержание насыщенных углеводородов составило 39,2 мас. %, ароматических углеводородов 45,2 мас. %, смол 11,8 мас. %, асфальтенов 3,8 мас. %, вязкость 1550 мПа⋅с, плотность 0,943 г/см, содержание серы 2,3 мас. %.
Таким образом, из изложенного выше можно сделать вывод, что заявителем достигнуты все поставленные цели и заявленные технические результаты:
1 - повышен коэффициент нефтеизвлечения (нефтеотдачи пласта) с 0,27 до 0,34 т.е. увеличена эффективность процесса вытеснения из нефтеносного пласта породы и добычи высоковязких нефтей и битумов за счет нагнетания рабочего агента и водяного пара через вертикальные скважины, при этом исключив недостатки известных способов;
2 - достигнута интенсификация деструкции смолисто-асфальтеновых веществ в течение всего периода освоения месторождения и снижение доли смол (с 22,6% масс. до 11,8% масс.) и асфальтенов (с 9,0% масс. до 3,8% масс.);
3 - достигнуто увеличение доли легких фракций - насыщенных (с 28,0% масс. до 39,2% масс.) и ароматических углеводородов (с 0.4% масс. до 45,2% масс.);
3
3
4 - снижен паронефтяной фактор до показателя с 0,83 т пара/м до 0,27 т пара/мдополнительно добытой нефти;
3
3
5 - снижена плотность нефти с 0,982 г/см до 0, 943 г/см;
6 - снижено содержание серы в нефти с % масс. 3,1% масс. до 2.3% масс.;
7 - достигнуто увеличение охвата пласта за счет совокупности теплового, химического и каталитического воздействия на пласт;
8 - достигнуто необратимое снижение вязкости с 2580 мПа⋅с до 1550 мПа⋅с;
9 - улучшен состав, реологические и физико-химические характеристики нефти;
3
3
10 - достигнуто повышение дебита по нефти с 2517 м до 7778 м в результате увеличения охвата пласта и улучшения состава, реологических и физико-химических характеристик высоковязкой нефти и природного битума;
11 - достигнуто повышение эффективности технологии ПТОС в целом за счет того, что тепло, введенное в пласт не отбирается после пуска скважины в эксплуатацию, ввиду повторной закачки водяного пара, и отсутствия закачки охлаждающей жидкости, в качестве которой, или, по крайней мере, части ее используют воду, ненагретую воду, щелочной или кислотный раствор, нефть, газ сразу после закачки теплоносителя в скважину;
12 - достигнуто снижение энергозатрат и улучшены и упрощены условий добычи, подготовки, транспортировки и дальнейшей переработки высоковязкой нефти;
13 - реализована возможность использования катализаторов, как компонента рабочего агента, для облагораживания (химической конверсии) высоковязкой нефти в пластовых условиях при усовершенствовании известного способа закачки охлаждающей жидкости, путем замены ее на дополнительную закачку теплоносителя после закачки рабочего агента для осуществления облагораживания (химической конверсии) высоковязкой нефти в пластовых условиях.
Использование заявленного технического решения возможно, как самостоятельно с бурением новых скважин, так и на существующих вертикальных скважинах, что не влияет на совокупность существенных признаков и достижение заявленного технического результата. При этом с помощью вертикальных скважин можно проводить последовательную, пошаговую обработку всего пласта.
Применение заявленного способа способствует повышению извлечения углеводородного флюида (нефтеотдачи пласта) из месторождений трудноизвлекаемых углеводородов, в том числе высоковязких нефтей и/или природных битумов.
По мнению заявителя, предполагаемое изобретение эффективно даже для нерентабельных в настоящее время месторождений углеводородного сырья, которые ранее были законсервированы вследствие высокой стоимости извлечения вязкого флюида и, конечно же, для повышения рентабельности ныне разрабатываемых месторождений высоковязкой нефти и природных битумов.
Заявленное техническое решение соответствует условию патентоспособности «новизна», предъявляемому к изобретениям, т.к. заявленная совокупность признаков не выявлена из исследованного уровня техники и не известны технические результаты, которые реализованы в заявленном техническом решении.
Заявленное техническое решение соответствует условию патентоспособности «изобретательский уровень», предъявляемому к изобретениям, поскольку не выявлены технические решения, имеющие признаки, совпадающие с отличительными признаками данного изобретения, и не установлена известность влияния отличительных признаков на полученные технические результаты.
Заявленное техническое решение соответствует условию патентоспособности «промышленная применимость», предъявляемому изобретениям, так как может быть реализовано в промышленном производстве для добычи полезных ископаемых, например, высоковязкой нефти и природных битумов.