СПОСОБ СТИМУЛИРОВАНИЯ ДОБЫЧИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ ИЛИ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТИ
METHOD OF STIMULATION OF EXTRACTION OF HIGH-VISCOSITY OR RESIDUAL OIL

5
9
5
9
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для обработки низкокипящим парафиновым углеводородным растворителем С-С (индивидуальные насыщенные углеводороды нормального, разветвленного и циклического строения, такие как н-гексан, циклогексан, изооктан, пентан и другие, их смеси в составе петролейных эфиров, таких как ПЭ40-70, ПЭ70-100, состоящих на 80-99% из указанных насыщенных углеводородов С-С), высоковязкой или остаточной нефти в пласте-коллекторе на завершающих этапах освоения нефтяного месторождения, в том числе с высокой степенью обводненности продукции пластов, с целью уменьшения вязкости нефти и увеличения добычи высоковязких и остаточных нефтей. Способ воздействия растворителя на нефть учитывает способ доставки растворителя в пласт, временной промежуток проникновения растворителя в пласт, продолжительность воздействия растворителя на нефть и его осаждающее действие на высокополярную часть асфальтенов нефти, понижение вязкости остаточной нефти в пласте, сохранение характеристик проницаемости пласта и непосредственно направлен на решение этих проблем.
Область техники.
5
9
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для обработки низкокипящим парафиновым углеводородным растворителем С-С, в виде парогазовой смеси с углеводородным газом пропаном, высоковязкой или остаточной нефти в пласте-коллекторе на завершающих этапах освоения нефтяного месторождения, в том числе с высокой степенью обводненности продукции пластов, с целью уменьшения вязкости нефти и увеличения добычи нефти на месторождениях с высоковязкими и остаточными нефтями.
Уровень техники.
Известен способ стимулирования и увеличения добычи высоковязких и остаточных нефтей (патент США №6662872) представляющий собой комбинированный метод. Сначала в коллектор закачивается пар, чтобы нагреть его и сформировать там паровую камеру. После этого в коллектор закачивается легкий растворитель, снижающий вязкость углеводородов и способный находиться в камере в газообразной фазе. При давлении несколько меньшем, чем давление насыщения растворителя, увеличивается подвижность углеводородов и извлекается дополнительное количество их из коллектора.
Известен способ (патент РФ №2475636) который включает закачку растворителя в системе парных горизонтальных скважин, где верхняя является нагнетательной, а нижняя - добывающей, отбор смеси высоковязких нефтей или природных битумов с растворителем и контроль за изменением физико-химических свойств добываемой продукции. Состав растворителя - 80-90% - широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ), 10-20% -ароматические углеводороды (толуол, ксилолы, этилбензол) - подбирается таким образом, чтобы уменьшить или исключить возможность осаждения асфальтенов из нефти в пласте. Помимо ШФЛУ в качестве растворителя может использоваться целый ряд других углеводородов, например, гексан, дизельное топливо и т.п. Также существуют способы, где к ШФЛУ или к другим углеводородам для усиления эффекта добавляют поверхностно-активные вещества и содетергенты. В таком случае тяжелые фракции растворяются легкими углеводородами, вязкость нефти снижается, а фазовая проницаемость по нефти увеличивается, что облегчает ее извлечение. Способ предполагает осуществление контроля за осаждением асфальтено-смолистых компонентов в извлекаемых высоковязких нефтях или природных битумах в процессе их извлечения с использованием метода фотоколориметрии. При обнаружении явления осаждения асфальтенов в пласте в рабочий агент добавляют растворитель асфальтенов.
Общим недостатком вышеперечисленных изобретений является отсутствие методики регулирования соотношения нефтяной фазы и объема осадка асфальтенов в системе нефть : растворитель в процессе закачки с учетом совместимости растворителя с вытесняемой нефтью. При закачке растворителей для извлечения высоковязких или остаточных нефтей необходимо учитывать объем образующихся смолисто-асфальтеновых осадков, который зависит от молекулярных особенностей смолисто-асфальтеновых компонентов, их содержания в нефти, а также от количества используемого растворителя.
Известен также способ разработки нефтяной залежи, предусматривающий использование попутного нефтяного газа в качестве вытесняющего агента для поддержания давления в пласте (патент US №6026901, E21B 43/34, 2000). Повторное нагнетание попутно добываемого газа в пласт применяется для поддержания пластового давления при добыче нефти и повышения нефтеотдачи пласта. Однако в зависимости от геологических характеристик конкретного месторождения повторная закачка в пласт способна иметь и неблагоприятные последствия на приток нефти. Одним из недостатков известного способа является возможность образования зон повышенной вязкости при контакте нагнетаемого попутного нефтяного газа с нефтями, содержащими асфальтеновые компоненты. Повышение вязкости нефти в зоне контакта с попутным нефтяным газом приводит к повышению минимального давления смешиваемости и, таким образом, к неблагоприятным условиям для существования режима смешивающегося вытеснения.
Известен способ (патент US №5167280А, Е21B 43/16, 1990) стимулирования добычи высоковязких нефтей растворителем, в котором понижающий вязкость реагент циркулирует через горизонтальную скважину с помощью эксплуатационной обсадной колонны. Указанный реагент находится в эксплуатационной обсадной колонне и поступает в межтрубное пространство, образовавшееся между указанной обсадной колонной и хвостовиком. Когда реагент проходит через пласт под действием концентрационного градиента, он снижает вязкость нефти и обеспечивает ее подвижность. Одновременно нефть с пониженной вязкостью мигрирует в скважину под действием перепада давления. Псевдостационарная скорость добычи достигается, когда конвективное движение нефти с пониженной вязкостью точно уравновешивается скоростью диффузии реагента, понижающего вязкость в стимулируемой радиальной зоне вдоль указанной скважины. Это вызывает движение большого объема нефти через обширную поверхностную площадь ствола скважины, таким образом, добываются увеличенные объемы флюидов из пласта. Понижающий вязкость реагент может быть выбран из соединений группы, состоящей из диоксида углерода, дымовых газов, монооксида углерода, гелия, водорода, углеводородов С1-С10, метанола, этанола, толуола, сероуглерода и их смесей. Одним из недостатков известного способа является отсутствие учета возможности неконтролируемого выпадения асфальтенов в призабойной зоне пласта. Неконтролируемое и нерегулируемое технологическими условиями осаждение асфальтенов может полностью блокировать добычу нефти и потребовать проведения специальных мероприятий по очистке призабойной зоны от асфальтенов.
Техническим результатом изобретения является повышение эффективности нефтеотдачи пласта при разработке месторождений высоковязкой или остаточной нефти на завершающих этапах освоения месторождения, в том числе с высокой степенью обводненности продукции пластов (на завершающих этапах освоения месторождения уровень обводненности продукции может достигать 80% (патент RU 2394153 С1, Е21B 43/00, опубл. Бюл. №19 от 10.07.2010)).
5
9
Необходимый технический результат достигается способом разработки месторождений высоковязкой или остаточной нефти, включающим дозированную подачу в пласт низкокипящего парафинового углеводородного растворителя С-С в составе парогазовой смеси с углеводородным газом пропаном, в количестве 5-40% об. указанного растворителя от имеющегося остаточного запаса нефти в радиусе зоны влияния нагнетающей скважины, обеспечивающим, при отстаивании системы в течении 48 часов, флокуляцию и осаждение высокополярной части асфальтено-смолистых компонентов в количестве не более 10% мас. от общего количества асфальтенов нефти и их адсорбцию на поверхности зерен породы в толще пласта-коллектора, и указанное выдерживание в течение не менее 48 часов. Сущность изобретения.
5
9
5
9
5
7
6
9
Нефть в пласте-коллекторе дозировано смешивают с низкокипящим парафиновым углеводородным растворителем С-С (например, индивидуальные насыщенные углеводороды нормального, разветвленного и циклического строения, такие как н-гексан, циклогексан, изооктан, пентан и другие, или их смеси в составе петролейных эфиров, таких как ПЭ40-70, ПЭ70-100, представляющие собой легкие бензины, получаемые отгоном легкой фракции из бензинов прямой перегонки, состоящие на 80-99% из указанных насыщенных углеводородов С-С: легкий ПЭ40-70, включающий преимущественно насыщенные углеводороды С-С, получают при температуре производственного процесса не выше 70°С; тяжелый ПЭ70-100, включающий преимущественно насыщенные углеводороды С-С, - не выше 100°С), в массовом соотношении, обеспечивающим, при отстаивании системы, флокуляцию и осаждение высокополярной части (по лабораторным данным не более 10% мас от общего количества асфальтенов нефти) асфальтено-смолистых компонентов и их адсорбцию на поверхности зерен породы в толще пласта-коллектора. Доставку растворителя в пласт производят в виде парогазовой смеси с углеводородным газом пропаном для увеличения охвата пласта воздействием и ограничения количества вводимого в пласт растворителя. Получаемая в пласте нефтяная фаза, по физическим свойствам соответствует маловязким нефтям с уменьшенным содержанием асфальтенов, относительно пластовой нефти, и может рассматриваться как дополнительный легкий нефтяной растворитель для окружающей высоковязкой или остаточной нефти. При осуществлении предлагаемого способа воздействия, характеристика проницаемости пласта и призабойных зон нагнетающих и добывающих скважин сохраняется на уровне, обеспечивающем возможность применения действующих на конкретном месторождении режимов эксплуатации пластов, что позволяет увеличить добычу нефти из коллектора.
По разным подсчетам [1] при существующих схемах добычи до 55-70% нефти остается в слабопроницаемых участках, в обособленных линзах, в заводненных или загазованных зонах пластов. Эта нефть, которую промышленно освоенными методами разработки извлечь из недр не удается, составляет остаточные запасы. Соответственно разрабатываются и внедряются многочисленные технологии, призванные увеличить нефтеотдачу пластов на таких участках.
5
9
Остаточные нефти зачастую являются вязкими, высоковязкими, битуминозными, тяжелыми или сверхтяжелыми, т.е. обладают аномальными физическими свойствами. Химический состав аномальной нефти может меняться в широком диапазоне, в зависимости от месторождения. В ней могут присутствовать парафиновые, нафтеновые, ароматические углеводороды, смолистые и асфальтеновые компоненты, процентное соотношение которых определяет плотность и вязкость нефти. Смолы и асфальтены, вещества с большой молекулярной массой, утяжеляют нефть, увеличивают ее вязкость и адсорбцию на поверхности частиц породы [2, 3]. В спокойном состоянии они проявляют тиксотропные свойства: притягиваются друг к другу и в определенных условиях способны образовывать крупные ассоциаты, устойчивые к разрушениям. Таким образом, для эффективного извлечения высоковязких или остаточных нефтей требуется воздействовать на компоненты, отвечающие за вязкость, структурированность системы для улучшения реологических свойств нефти. Для этого применяют либо нагрев пласта, либо добавляют растворители. Возможность осуществления изобретения подтверждена экспериментально. Поставленная цель достигается тем, что в предлагаемом способе обработки высоковязкой или остаточной нефти в пласте-коллекторе для уменьшения ее вязкости и увеличения нефтедобычи, включающим смешение с низкомолекулярным углеводородным растворителем парафинового ряда С-С и последующее отстаивание полученной системы, для смешения берется такое количество низкомолекулярного углеводородного растворителя, которое вызывает флокуляцию и оседание из образующейся нефтяной среды в толще пласта-коллектора только высокополярной части асфальтено-смолистых компонентов, составляющей по лабораторным данным не более 10% мас от общей массы асфальтенов нефти. Контролируемое удаление указанной части асфальтенов из нефти не оказывает критического негативного воздействия на характеристику проницаемости коллектора, но обеспечивает устойчивое понижение вязкости нефти дополнительно к эффекту разбавления нефти растворителем. Таким образом, обеспечивается устойчивое понижение вязкости нефти при сохранении характеристик проницаемости призабойных зон нагнетающих и добывающих скважин на уровне приемлемом для обеспечения применяемых на конкретном месторождении режимов эксплуатации пластов.
5
9
Преимущество предлагаемого способа заключается в дозированном смешении высоковязкой или остаточной нефти с низкокипящим парафиновым углеводородным растворителем. Количество парафинового углеводородного растворителя С-С, необходимого для осаждения не более 10% нефтяных асфальтеной от их общей массы, определяется исходя из остаточных запасов нефти в пласте в радиусе влияния нагнетающей скважины и составляет от 5 до 40% об. растворителя от остаточных запасов нефти. При отстаивании системы в течении 48 часов происходит флокуляция и осаждение высокополярной части (по лабораторным данным не более 10% мас от общего количества асфальтенов нефти) асфальтено-смолистых компонентов на поверхности зерен породы в толще пласта-коллектора. Предлагаемый способ предусматривает использование углеводородного газа, например, пропана, в качестве подвижной фазы-носителя в составе парогазовой смеси с указанным парафиновым углеводородным растворителем для дозирования и продвижения растворителя по пласту. Кроме того, предлагаемый способ предусматривает последующее использование в качестве агента вытеснения, проталкивающего по пласту к добывающей скважине образовавшийся нефтяной продукт с пониженной вязкостью и уменьшенной долей асфальтенов, воды пресной, смешанной с солями, полимерами или поверхностно-активными соединениями, других жидкостей или их смесей, газов, в том числе углеводородных, и других агентов вытеснения и поддержания пластового давления. Образующийся нефтяной продукт, за счет уменьшения доли асфальтенов, обладает устойчиво пониженной вязкостью по сравнению с исходной нефтью и при движении по пласту к добывающей скважине работает как дополнительный легкий нефтяной растворитель для окружающей высоковязкой или остаточной нефти. За счет этого обеспечивается дополнительное увеличение охвата пласта-коллектора воздействием растворителя и увеличение в пласте объема нефти с пониженной вязкостью, доступной для извлечения существующими технологиями добычи.
Способ стимулирования добычи высоковязкой или остаточной нефти на завершающих этапах освоения месторождения, в том числе с высокой степенью обводненности продукции пластов, в условиях действующей на месторождении системы внутриконтурного воздействия на пласты путем заводнения или закачки попутного газа с целью увеличения их нефтеотдачи, включающий наличие сети нагнетающих и добывающих скважин, осуществляется следующим образом. Нагнетающие скважины должны быть оборудованы системой подачи в пласт углеводородного газа для целей поддержания пластового давления (ППД), емкостью для низкомолекулярного углеводородного растворителя, перекачивающим и смешивающим устройством (например, парогазогенератор форсуночного типа) для дозированной подачи и смешивания углеводородного газа и растворителя. Указанный понижающий вязкость нефти низкомолекулярный углеводородный растворитель нагнетается в пласт через нагнетательные скважины в виде парогазовой смеси с углеводородным газом, например, пропаном, используемым для целей ППД. Нагнетание может производиться непрерывно или периодическим путем в термодинамических условиях имеющегося технологического процесса ППД, с обеспечением доставки в пласт углеводородного растворителя в количестве от 5 до 40% об. от имеющегося остаточного запаса нефти в радиусе зоны влияния нагнетающей скважины, но не более количества 40% об. от имеющегося остаточного запаса нефти в радиусе зоны влияния нагнетающей скважины. Указанный низкомолекулярный углеводородный растворитель смешивается с нефтью в результате конденсации из парогазовой смеси и диффузии в объем пласта. Система выдерживается перед началом добычи не менее 48 часов для завершения процесса осаждения и адсорбции высокополярной части асфальтеновых частиц в поровом пространстве породы. В отдельных случаях, во время данной стадии процесса, нагнетательная скважина и добывающая скважина могут быть закрыты, чтобы обеспечить более равномерное смешивание понижающего вязкость растворителя с нефтью и увеличение охвата воздействия в результате проникновения растворителя в объем пласта. В отдельных случаях, во время данной стадии процесса, может быть закрыта только добывающая скважина, чтобы обеспечить последовательное протекание следующих процессов: продвижение растворителя в пласт; смешение растворителя с нефтью; осаждение высокополярной части асфальтенов; понижение вязкости нефти. В этом случае в нагнетательную скважину может продолжать подаваться некоторое количество углеводородного газа в действующем режиме ППД. Когда низкомолекулярный углеводородный растворитель в количестве от 5 до 40% об. от имеющегося остаточного запаса нефти в радиусе зоны влияния нагнетающей скважины проникает в пласт под действием режима нагнетания и диффундирует в нефть, он снижает вязкость нефти за счет эффектов растворения. Снижение вязкости нефти оказывается устойчивым из-за осаждения из нефти высокополярной части (по лабораторным данным не более 10% мас от общего количества асфальтенов нефти) асфальтено-смолистых компонентов. Количество осаждающихся в поровом пространстве коллектора асфальтенов (по лабораторным данным не более 10% мас от общего количества асфальтенов нефти) не оказывает критического влияния на проницаемость пласта и призабойных зон нагнетающих и добывающих скважин. Образующийся нефтяной продукт с пониженной вязкостью и уменьшенной долей асфальтенов проталкивают к добывающей скважине путем подачи в нагнетательную скважину другого компонента, представляющего собой воду пресную, смешанную с солями, полимерами или поверхностно-активными соединениями, другие жидкости или их смеси, газы, в том числе углеводородные, и другие агенты вытеснения и поддержания пластового давления в соответствии с действующей на месторождении системы внутриконтурного воздействия на пласты. При движении по пласту к добывающей скважине маловязкий нефтяной продукт работает как дополнительный растворитель для окружающей высоковязкой или остаточной нефти, за счет чего обеспечивается дополнительное увеличение охвата пласта-коллектора воздействием растворителя.
При наличии на месторождении в составе сети добывающих скважин горизонтальных скважин предлагаемый способ стимулирования добычи позволит увеличить коэффициент охвата пласта воздействием парогазовой смеси с уменьшением возможности вязкостного языкообразования и повышением отбора извлекаемых запасов.
5
9
В случае прорыва парогазовой смеси в добывающие скважины и уменьшения давления закачки производят продолжение подачи парогазовой смеси периодическим путем или непрерывно для обеспечения доставки в пласт-коллектор углеводородного растворителя в количестве от 5 до 40% об. от имеющегося остаточного запаса нефти в радиусе зоны влияния нагнетающей скважины, но не более количества 40% об. от имеющегося остаточного запаса нефти в радиусе зоны влияния нагнетающей скважины. На этой стадии процесса добывающая скважина может быть закрыта, чтобы обеспечить более равномерное смешение с нефтью понижающего вязкость растворителя и увеличения охвата воздействия в результате проникновения растворителя в объем пласта-коллектора. Система выдерживается перед началом добычи не менее 48 часов для завершения процесса осаждения и адсорбции высокополярной части асфальтеновых частиц в поровом пространстве породы. Растворяющее и деасфальтенизирующее воздействие паров парафинового углеводородного растворителя С-С в смеси с углеводородным газом, например, пропаном на остаточную нефть приводит к повышению суммарного коэффициента вытеснения нефти. Примеры осуществления способа.
Предпочтительным вариантом изобретения является следующий. Способ проверен в лабораторных условиях для установления:
А. Прироста коэффициента вытеснения нефти (КВН) и достигаемого значения проницаемости керна по воде - на образцах нефтенасыщенного керна в моделируемых термобарических пластовых условиях;
5
9
Б. Оптимального количественного соотношения парафинового углеводородного растворителя и нефти, обеспечивающего устойчивое уменьшение вязкости нефти при незначительном объеме образующегося осадка асфальтенов - объемным смешиванием нефти с парафиновыми углеводородными растворителями С-С, например, н-гексаном, изооктаном, циклогексаном, петролейными эфирами марок ПЭ40-70, ПЭ70-100.
Изобретение поясняется на примерах.
Пример 1. Нефтевытеснение проводят на установке ПЛАСТ.ATM 10 с образцами керна горной породы коллектора нефтяного месторождения. Образцы керна очищают экстракцией бензолом марки хч и высушивают до постоянной массы. Фильтрационно-емкостные свойства определяют по газам на приборе UltraPoroPerm-500 для составной модели пласта из 4-х цилиндрических образцов керна диаметром 30 мм и общей длиной 250 мм. Первоначальное насыщение водой осуществляют в кернодержателе установки ПЛАСТ.АТМ-10. при давлении 1 МПа. После этого производят фильтрацию воды через керн для измерения проницаемости составной модели пласта по воде. Десатурацию воды осуществляют центрифугированием образцов водонасыщенного керна при 4000 об./мин, затем - капиллярной вытяжкой силикагелем. Нефтенасыщение образцов керна выполняют нефтью в вакуумной камере Memmert при комнатной температуре и абсолютном давлении 6,0 КПа.
Для ограничения количества подаваемого в модель пласта парафинового углеводородного растворителя в количестве не более 5-40% об. от объема нефти в нефтенасыщенном керне, подачу растворителя осуществляют в виде паровой фазы в потоке газообразного пропана, способом прокачивания пропана через барботер с растворителем при 70°С под давлением 0,6-1,0 МПа. Необходимое максимальное количество поставляемого в модель нефтенасыщенного пласта растворителя - 40% об. от объема нефти в нефтенасыщенном керне - загружают в барботер перед началом эксперимента. Режим барботирования автоматически ограничивает подачу растворителя не больше максимально установленного количества.
пр
п
пр
г
3
в
Технический результат получен на образцах керна коллектора Унтыгейского месторождения (Западная Сибирь) скважины 206 из интервала отбора с глубины 2992,6-3006,3, с первичной проницаемостью по газу К=74,3 мД, объемом пор К=35,8 см с начальной проницаемостью по воде К=14,2 мД, первоначальная водонасыщенность 2,26 мл воды на модельную колонку керна, первоначальная нефтенасыщенность 31,77 мл нефти на модельную колонку керна. Нефть Западно-Салымского месторождения, стабилизированная отбензиниванием до 140°С, содержание асфальтенов 2,85% мас. В качестве растворителя использован н-гексан.
Результаты вытеснения нефти в комплексном эксперименте, расчеты прироста коэффициента вытеснения нефти на каждом этапе воздействия приведены в таблице 1.
В эксперименте первое вытеснение водой (таблица 1) предусмотрено для создания условий максимальной обводненности продукции, вытесняемой из керна. Согласно результатам эксперимента, растворяющее и деасфальтенизирующее воздействие паров н-гексана в пропане на остаточную нефть приводит к суммарному коэффициенту вытеснения нефти 74,91%, что составляет достигнутый прирост, дополнительно к коэффициенту вытеснения только водой, - 27,70%. Из них чистый прирост КВН за счет воздействия на остаточную нефть газа пропана составил 9,44%, а чистый прирост КВН за счет воздействия на остаточную нефть н-гексана в составе пропан-гексановой смеси составил 18,26%. Содержание асфальтенов в нефти, оставшейся в поровом пространстве керна, после завершения эксперимента составило 4,71% мас. Данное количество задерживающихся в модели пласта асфальтенов не является критическим для фильтрационных характеристик, так как за счет уменьшения вязкости и объема нефти порода становится боле проницаемой для вытесняющей воды (1,41-1,36 мД), чем до обработки пропан-гексановой смесью (1,30 мД).
2
Пример 2. В объемных экспериментах в колбах, при добавлении указанных растворителей к нефти Западно-Салымского месторождения (содержание асфальтенов 1,95±0,25% мас) происходит экспоненциальное уменьшение вязкости, в зависимости от количества добавляемого растворителя, от исходных 23-26 мм/с до вязкости чистого растворителя (фигура) [4].
Изменение вязкости происходит в два этапа.
20
2
Первый этап - уменьшение вязкости за счет разбавления нефти растворителем. Значительное (до 30% отн. от исходного) изменение вязкости за счет разбавления фиксируется при минимальной добавке растворителя в количестве 5% от объема смеси. При дальнейшем добавлении растворителя процесс уменьшения вязкости замедляется и при добавке более 50% об. вязкость системы меняется незначительно. Этот этап характерен для всех растворителей, как осаждающих асфальтены из нефти, так и не осаждающих (хлороформ, толуол и др.), предлагаемых в составе композиций или самостоятельно в качестве растворителей нефти для увеличения нефтеотдачи пластов (патенты US А-4197912, US 5167280, US 4109720, RU 2159846, RU 2109132, RU 2473792), для нефтей в интервале кинематической вязкости (ν)≈ 5-700 мм/с, с содержанием воды, в том числе эмульсионно связанной, 0,0-3,0% об.
20
2
20
2
Второй этап - дополнительное уменьшение вязкости в результате осаждения асфальтенов - характерен только для растворителей осаждающих асфальтены из нефти. Данный этап уменьшения вязкости наиболее проявлен для нефтей кинематической вязкости (ν) более 50 мм/с. Для нефтей кинематической вязкости (ν) менее 50 мм/с данный этап уменьшения вязкости не проявлен на фоне уменьшения вязкости за счет разбавления.
20
2
Техническим результатом для нефтей кинематической вязкости (ν) более 50 мм/с при использовании осаждающих асфальтены растворителей, является сохранение пониженной величины вязкости нефти на уровне в 1,2-1,5 раза ниже исходной при полном удалении растворителя из нефти в результате испарения или диффузии в окружающее пространство (таблица 2).
Пример 3. В лабораторных экспериментах в колбах, при смешивании различных количеств указанных растворителей с нефтью Западно-Салымского месторождения (содержание асфальтенов 1,95±0,25% мас) осаждение асфальтенов протекает в течение 10-70 часов. Причем, в первые 20-24 часа осаждается до 80-100% возможной массы осадка. В среднем процесс осаждения асфальтенов и связанное с этим дополнительное уменьшение вязкости стабилизируются в течение 48 часов (таблица 3).
Полученные данные подтверждают вывод в работе [5] о том, что время осаждения асфальтенов при добавлении указанных растворителей к нефти, в зависимости от концентрации растворителя, меняется от нескольких суток (при 5% добавке) до десятков минут (при 25% добавке).
Пример 4. В лабораторных экспериментах в колбах, при смешивании различных количеств указанных растворителей с нефтью Западно-Салымского месторождения (содержание асфальтенов 1,95±0,25% мас) происходит осаждение асфальтенов в две стадии. Добавка растворителя в количестве менее 5% от объема смеси не приводит к заметному осаждению асфальтенов. Первая стадия осаждения, на которой осаждается менее 10% максимально возможного количества осадка асфальтенов, происходит при добавлении растворителя к нефти в количестве 5-40% от объема смеси. Данный вид асфальтенов отличается повышенным содержанием ароматических и сульфоксидных групп в молекулах, является наиболее полярной частью всего асфальтенового осадка [4] и обеспечивает формирование в нефти объемной сетки, ограничивающей подвижность жидкости и придающей ей повышенную вязкость. Вторая стадия, на которой осаждается 80-90% максимально возможного количества осадка асфальтенов, определяемая как стадия массового осаждения асфальтенов, происходит при добавлении растворителя к нефти в количестве более 50% от объема смеси. В таблице 4 для некоторых из предлагаемых растворителей показано, что добавление растворителя в количестве менее 5% от объема смеси вызывает первичное разбавление и начальное снижение вязкости нефти; основное снижение вязкости нефти (более чем в 5 раз) происходит на первой стадии осаждения асфальтенов при образовании количества осадка менее 10% мас. от максимально возможного, то есть в случае добавления растворителя к нефти в количестве 5-40% от объема смеси. Дальнейшее добавление к нефти растворителя в количестве более 40% от объема смеси с целью уменьшения вязкости оказывается не рентабельным, так как не приводит к существенному изменению вязкости, но вызывает массированное осаждение асфальтенов, что может вызвать ухудшение фильтрационно-емкостных свойств коллектора.
5
9
Таким образом, проведенные лабораторные исследования подтверждают эффективность предлагаемого способа стимулирования добычи высоковязкой или остаточной нефти при ее обработке парами низкокипящего парафинового углеводородного растворителя С-С в смеси с углеводородным газом, например, пропаном, на завершающих этапах освоения месторождения, в том числе с высокой степенью обводненности продукции пластов в условиях действующей на месторождении системы внутриконтурного воздействия на пласты путем заводнения и/или закачки попутного газа с целью увеличения их нефтеотдачи, включающий наличие сети нагнетающих и добывающих скважин.
В случае если емкостные характеристики пласта требуют создания в зоне вытеснения больших объемов парогазовой смеси, то в заданную область пласта осуществляют закачку парогазовой смеси последовательно в несколько циклов. Для этого через нагнетательную скважину в пласт нагнетается низкомолекулярный углеводородный растворитель в виде парогазовой смеси с углеводородным газом в термодинамических условиях имеющегося технологического процесса ППД, с обеспечением доставки в пласт углеводородного растворителя в количестве от 5 до 40% об. от имеющегося остаточного запаса нефти в радиусе зоны влияния нагнетательной скважины. Нагнетательная скважина и добывающая скважина выдерживаются закрытыми для завершения процесса осаждения и адсорбции высокополярной части асфальтенов на период до 48 часов. В отдельных случаях, во время данной стадии процесса, может быть закрыта только добывающая скважина, чтобы обеспечить последовательное протекание следующих процессов: продвижение растворителя в пласт; смешение растворителя с нефтью; осаждение высокополярной части асфальтенов; понижение вязкости нефти. В этом случае в нагнетательную скважину может продолжать подаваться некоторое количество углеводородного газа в действующем режиме ППД. Затем через нагнетательную скважину осуществляется подача в пласт другого компонента, представляющего собой воду пресную, смешанную с солями, полимерами или поверхностно-активными соединениями, другие жидкости или их смеси, газы, в том числе углеводородные, и другие агенты вытеснения и поддержания пластового давления в соответствии с действующей на месторождении системы внутриконтурного воздействия на пласты. В отдельных случаях цикл закачки композиций может быть 2-х и 3-х кратным, при соблюдении условия суммарной доставки в пласт углеводородного растворителя в количестве не более 40% об. от имеющегося остаточного запаса нефти в радиусе зоны влияния нагнетательной скважины.
5
9
Таким образом, технический результат достигается способом разработки месторождений высоковязкой или остаточной нефти, включающим дозированную подачу низкокипящего парафинового углеводородного растворителя С-С в составе парогазовой смеси с углеводородным газом пропаном, в количестве 5-40% об. указанного растворителя от имеющегося остаточного запаса нефти в радиусе зоны влияния нагнетающей скважины, обеспечивающим, при отстаивании системы в течении 48 часов, флокуляцию и осаждение высокополярной части асфальтено-смолистых компонентов в количестве не более 10% масс, от общего количества асфальтенов нефти и их адсорбцию на поверхности зерен породы в толще пласта-коллектора, и указанное выдерживание в течение не менее 48 часов. В результате частичного осаждения асфальтенов вязкость нефти устойчиво понижается. Образующийся нефтяной продукт с пониженной вязкостью, при движении по пласту к добывающей скважине работает как дополнительный легкий нефтяной растворитель для окружающей высоковязкой или остаточной нефти. За счет этого обеспечивается дополнительное увеличение охвата пласта-коллектора воздействием растворителя (примеры 1 и 2). Осаждение асфальтенов не критично для фильтрационных свойств пласта, так как составляет не более 10% мас от общего количества асфальтено-смолистых компонентов и не ухудшает проницаемость по воде (примеры 1 и 4).
Соответствие изобретения условиям патентоспособности.
Предложенное изобретение является новым, так как применение способа стимулирования добычи высоковязкой или остаточной нефти на завершающих этапах освоения месторождения вышеописанным путем, которое приводит, к проявлению суммарного коэффициента вытеснения нефти 74,91%, что в том числе обеспечивает чистый прирост КВН за счет воздействия на остаточную нефть газа пропана 9,44%, а чистый прирост КВН за счет воздействия на остаточную нефть н-гексана 18,26%, из уровня техники не известно (пример 1). Оно имеет изобретательский уровень, поскольку возможность получения указанного технического результата предложенным способом явным образом не следует из уровня техники. Промышленная применимость изобретения подтверждена экспериментально на физических моделях в лабораторных условиях. Способ реализуем в промышленных условиях, поскольку для его осуществления требуются известные технические средства. Таким образом, данное изобретение удовлетворяет всем условиям патентоспособности.
ЛИТЕРАТУРА
1. Гиматудинов Ш., Ширковский А. Физика нефтяного и газового пласта. Учебник для вузов. М.: Альянс, 2014. - 312 с.
2. Гуревич А.Е. Процессы миграции подземных вод, нефтей и газов. - Л.: Недра, 1969. - 112 с.
3. Танеева Ю.М., Юсупова Т.Н., Романов Г.В. Асфальтеновые наноагрегаты: структура, фазовые превращения, влияние на свойства нефтяных систем // Успехи химии. - 2011. - Т.80. - №10. - С. 1034-1050.
4. Нехорошее С.В., Коржов Ю.В., Кузьменко О.С., Кульков М.Г. Особенности осаждения асфальтенов нефти Западно-Салымского месторождения некоторыми алифатическими углеводородами // Естественные и технические науки. 2016. №12 (102). С. 14-22.
5. Буря Е.Г. Исследование агрегативной устойчивости нефтей при взаимодействии с углеводородными растворителями. - Дисс.и автореф. канд. техн. наук по ВАК 25.00.17. - Москва, 2002. - 106 с.