СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ
METHOD OF HIGH-VISCOSITY OIL DEVELOPMENT

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки месторождений высоковязкой нефти с использованием тепла на поздней стадии разработки.
2
Известен способ разработки нефтяной залежи, заключающийся в том, что при вытеснении нефти паром в него добавляют углекислый газ - СО (патент Са №2351148, МПК C10G 1/04; Е21В 43/16; Е21В 43/34; опубл. 21.12.2002). Недостатком способа является то, что применение способа в промысловых условиях требует больших затрат, связанных с получением, транспортировкой и подачей углекислого газа в нагнетательную скважину.
9
Известен способ разработки залежей высоковязких нефтей путем паротеплового воздействия, включающий закачку чередующимися оторочками раствора реагента, под действием температуры разлагающегося с выделением углекислого газа и пара (патент RU №2361074, МПК Е21В 43/24, С09К 8/52, опубл. 10.07.2009, бюл. №19). В качестве указанного реагента используют карбамид и дополнительно в раствор вводят аммиачную селитру, аммоний роданистый, комплексное поверхностно-активное вещество - ПАВ Нефтенол ВВД, или смесь неиногенного ПАВ-АФ-12, или NP-40, или NP-50 и анионоактивного ПАВ-волгоната или сульфанола, или NPS-6 при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Карбамид
15,0-40,0
Аммиачная селитра
8,0-20,0
Аммоний роданистый
0,1-0,5
Нефтенол ВВД
1,0-5,0
Вода
остальное
Или
Карбамид
15,0-40,0
Аммиачная селитра
8,0-20,0
Аммоний роданистый
0,1-0,5
Неионогенное ПАВ
1,0-2,0
Анионактивное ПАВ
0,5-1,0
Вода
остальное
Способ применяется на начальной стадии разработки нефтяной залежи и осуществляется как через паронагнетательную скважину, так и через добывающую скважину, в которую после закачки пара осуществляют закачку оторочки нефти и выдерживают указанную скважину для пропитки до 14 суток.
Недостатками способа являются низкая эффективность на поздней стадии разработки залежей высоковязких нефтей, а также многокомпонентность состава, которая усложняет процесс приготовления рабочего раствора в промысловых условиях, длительная остановка скважины на пропитку также ведет к снижению эффективности паротеплового воздействия.
Известен способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин, включающий закачку теплоносителя через двухустьевую горизонтальную нагнетательную скважину, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры и отбор продукции через двухустьевую горизонтальную добывающую скважину (патент RU №2340768, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.12.2008, бюл. №34.) Данный способ применяется на начальной стадии разработки нефтяной залежи и не предусматривает изменение термодинамических условий пласта на более поздней стадии разработки.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки месторождения высоковязкой нефти, включающий закачку теплоносителя в нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины, закачку попутно добываемой воды в нагнетательные скважины на поздней стадии разработки месторождения (патент RU №2114289, МПК Е21В 43/24, опубл. 27.06.1998). Закачку теплоносителя ведут циклически в разные группы скважин. После обработки призабойных зон нефтяного пласта начинают отбор нефти через добывающие скважины. На следующей стадии разработки в нагнетательные скважины закачивают попутно добываемую горячую воду, что способствует продвижению тепловой оторочки как по площади, так и по толщине пласта.
Недостатком способа является чередование закачки пара в нагнетательные скважины с отбором нефти из добывающих скважин, которое снижает равномерность прогрева нефтяного пласта, что ведет к снижению эффективности паротеплового процесса. Также недостатком является то, что не поддерживается давление в пласте после отмены закачки пара на поздней стадии разработки, что снижает эффективность паротеплового воздействия на поздней стадии разработки.
Технической задачей предлагаемого изобретения является повышение эффективности паротеплового воздействия при извлечении остаточной высоковязкой нефти на поздней стадии разработки за счет использования тепла, аккумулированного в паровой камере (пласте), после прекращения закачки пара.
Техническая задача решается способом разработки месторождения высоковязкой нефти, включающим закачку пара в нагнетательную скважину, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор нефти через добывающую скважину, закачку попутно добываемой воды в нагнетательную скважину после достижения проектной величины остаточной нефтенасыщенности и отмены закачки пара.
Новым является то, что определяют концентрацию гидрокарбонат-ионов в попутно добываемой воде, закачивают попутно добываемую воду с концентрацией гидрокарбонат-ионов не менее 3 г/л, а при концентрации гидрокарбонат-ионов в попутно добываемой воде менее 3 г/л при температуре в паровой камере выше 100°С в попутно добываемую воду дополнительно вводят карбамид, после снижения температуры в паровой камере ниже 100°С в попутно добываемую воду вводят карбонат натрия или аммония или гидрокарбонат натрия или калия, разлагающиеся с выделением углекислого газа под действием тепла, аккумулированного в паровой камере.
2
2
В качестве раствора карбамида используют 40%-ный раствор карбамида (NH)CO в пресной воде (ГОСТ 2081-92). Карбамид при нормальных условиях негорюч, пожаро- и взрывобезопасен, по степени воздействия на организм относится к веществам 3-го класса опасности.
В качестве гидрокарбонатных и карбонатных солей используют:
3
2
а) гидрокарбонат натрия - NaHCO (ГОСТ 2156-76). При температуре 50-60°С водные растворы гидрокарбоната натрия разлагаются с выделением СО.
Растворимость гидрокарбоната натрия в воде невелика и с повышением температуры она повышается: с 6,87 г на 100 г воды при 0°С, до 19,17 г на 100 г воды при 80°С;
3
3
2
3
2
б) гидрокарбонат калия - KHCO (ГОСТ 4143-78). Растворимость KHCO в воде 33,3 г в 100 г растворителя при 20°С. При 100-120°С или кипячении водных растворов разлагается на KCO и CO;
4
2
2
4
3
3
2
2
в) карбонат аммония - (NH)CO (ГОСТ 9325-79). Карбонаты аммония - это бесцветные кристаллы, хорошо растворимые в воде. Очень неустойчивы, так как уже при комнатной температуре выделяют аммиак, превращаясь в бикарбонат аммония NHHCO. При температуре выше 60°С быстро распадается на NH, СО и HO. Карбонат аммония начинает разлагаться уже при 20°С с выделением аммиака и углекислого газа;
2
3
2
3
г) карбонат натрия ГОСТ 5100-85 - кальцинированная сода NaCO. Растворимость NaCO в воде 21,8 г в 100 г растворителя при 20°С. В водном растворе карбонат натрия гидролизуется с образованием гидрокарбонатного иона.
Процесс паротеплового воздействия направлен на придание подвижности и извлечение обычно неподвижной высоковязкой нефти. Первоначально на месторождении высоковязкой нефти осуществляют закачку пара в нагнетательную скважину с высокой скоростью, в результате между нагнетательной и добывающей скважинами устанавливается тепловая связь и создается паровая камера. На границе камеры пар конденсируется и тепло передается путем проводимости в более холодные окружающие области. С помощью термодатчиков периодически определяется температура в паровой камере. Рядом с камерой увеличивается температура нефти, и она стекает вместе с горячим пароконденсатом к добывающей скважине. Нефть непрерывно удаляется в точке ниже паровой камеры.
3
2
-
По мере истощения месторождения высоковязкой нефти на поздней стадии разработки и достижения проектной величины остаточной нефтенасыщенности, когда применение паротеплового воздействия становится нерентабельным, поскольку требуются большие затраты на производство пара для добычи нефти, закачку пара прекращают. Определяют содержание гидрокарбонат-ионов (HCO ) в попутно добываемой воде. Затем осуществляют закачку через нагнетательную скважину попутно добываемой воды, содержащей гидрокарбонат-ионы, которые под действием тепла, аккумулированного в паровой камере (пласте), разлагаются с выделением углекислого газа (CO). Газообразный углекислый газ поступает в паровую камеру, замещает сконденсированный пар и тем самым сохраняет давление в паровой камере на прежнем уровне и предотвращает коллапс паровой камеры после отмены закачки пара. Поддержание давления в паровой камере после прекращения закачки пара позволяет сохранить дебит нефти за счет эффекта газонапорного режима. Кроме этого, часть углекислого газа растворяется в нефти и тем самым снижает вязкость остаточной высоковязкой нефти. Вместе эти процессы способствуют увеличению эффективности паротеплового воздействия при извлечении остаточной высоковязкой нефти.
В пласте под действием тепла паровой камеры растворы карбамида или карбонатных солей гидролизуются (разлагаются) с образованием углекислого газа и аммиака или только углекислого газа соответственно.
Карбамид
(NH<sub>2</sub>)<sub>2</sub>CO+H<sub>2</sub>O<sup>t</sup>=СО<sub>2</sub>+2NH<sub>3</sub>,
Карбонат натрия
Na<sub>2</sub>CO<sub>3</sub>+H<sub>2</sub>O=NaHCO<sub>3</sub>+NaOH
Гидрокарбонат натрия
2NaHCO<sub>3</sub><sup>t</sup>=Na<sub>2</sub>CO<sub>3</sub>+CO<sub>2</sub>+H<sub>2</sub>O
Гидрокарбонат калия
2KHCO<sub>3</sub><sup>t</sup>=К<sub>2</sub>СО<sub>3</sub>+СО<sub>2</sub>+H<sub>2</sub>O
Карбонат аммония
(NH<sub>4</sub>)<sub>2</sub>CO<sub>3</sub>+H<sub>2</sub>O=NH<sub>4</sub>HCO<sub>3</sub>+NH<sub>4</sub>OH
Гидрокарбонат аммония
NH<sub>4</sub>HCO<sub>3</sub><sup>t</sup>=NH<sub>3</sub>+CO<sub>2</sub>+Н<sub>2</sub>О
На основе уравнения разложения гидрокарбонат-иона под воздействием тепла
3
3
2
2
-t
-2
2HCO =CO +CO+HO
рассчитывают объем углекислого газа, выделяющегося под действием тепла из попутно добываемой пластовой воды. Результаты приведены в табл.1.
3
2
-
3
3
Как видно из табл.1, при содержании гидрокарбонат-иона HCO  в добываемой воде 1-2 г/л выделяется в пластовых условиях около 0,1 муглекислого газа. Этого количества СО недостаточно для поддержания давления в паровой камере, объем которой составляет несколько тысяч м, и снижения вязкости высоковязкой нефти. Поэтому при концентрации гидрокарбонат-ионов в добываемой воде меньше 3 г/л дополнительно вводят в попутно добываемую воду карбонатные или гидрокарбонатные соли или карбамид, разлагающиеся под действием температуры с выделением углекислого газа. При 20°С растворимость гидрокарбоната натрия составляет около 9 г на 100 г воды. Поэтому рабочая концентрация закачиваемых в пласт растворов гидрокарбоната натрия с учетом растворимости не должна превышать 10% по массе.
Таблица 1
Количество выделившегося СО<sub>2</sub> из 1 м<sup>3</sup> пластовой воды с различным содержанием гидрокарбонат-иона
Концентрация гидрокарбонат-иона в попутно добываемой воде, г/л
Объем выделившегося CO<sub>2</sub> в нормальных условиях (н.у.), м<sup>3</sup>
Объем выделившегося CO<sub>2</sub> в пластовых условиях, м<sup>3</sup>
1
0,183
0,041
2
0,367
0,081
3
0,551
0,122
4
0,734
0,163
5
0,918
0,203
10
1,836
0,406
20
3,67
0,81
30
5,51
1,22
40
7,34
1,63
50
9,18
2,03
60
11,02
2,44
70
12,85
2,84
80
14,67
3,25
90 (8,3%)
16,52
3,66
300
69,00
17,0
3
3
2
2
Значительный гидролиз карбамида начинается при температуре 80°С и выше. Растворимость карбамида выше растворимости гидрокарбоната натрия и составляет: 51,8 (20°С), 71,7 (60°С), 95,0 (120°С) г в 100 г растворителя. Рабочая концентрация закачиваемых в пласт растворов карбамида в среднем составляет 40 маc.%. Кроме этого, из раствора карбамида с концентрацией 1 г/л выделяется в нормальных условиях (н.у.) 0,23 м СО (табл.2), а из раствора гидрокарбоната натрия с такой же концентрацией выделяется 0,18 м CO, т.е. в 1,3 раза больше. При закачке рабочих растворов карбамида с концентрацией 40 мас.% (что соответствует концентрации 667 г/л) выделяется в девять раз больше углекислого газа в пластовых условиях, чем при закачке раствора гидрокарбоната натрия с концентрацией 8,3 мас.%. (или 90 г/л). Поэтому, пока температура в паровой камере сохраняется достаточно высокой (выше 100°С), закачивают раствор карбамида. По мере остывания паровой камеры и снижения ее температуры ниже 100°С переходят на закачку растворов гидрокарбонатных или карбонатных солей, поскольку их температура разложения ниже, чем у карбамида. Выбор карбонатных или гидрокарбонатных солей определяется из наиболее выгодных условий поставки данных реагентов.
Пример конкретного применения
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
2
2
2
2
2
2
Опытный участок залежи высоковязкой нефти с плотностью 960 кг/мАшальчинского месторождения разрабатывают методом паротеплового воздействия парой горизонтальных скважин: добывающей №232 и нагнетательной №233. В скважины спущены термодатчики по всей длине стволов, позволяющие контролировать температуру паровой камеры. В процессе добычи высоковязкой нефти в начальной стадии разработки в нагнетательную скважину закачивают пар, в результате формируется паровая камера с температурой 190°С. Отбор нефти осуществляют через добывающую скв. №232, среднесуточный дебит по нефти которой равен 2,5 т. С переходом на позднюю стадию разработки месторождения, после достижения остаточной нефтенасыщенности, равной 0,4, закачку пара прекращают. Объем пор паровой камеры на этот момент составляет 24274 м. После отмены закачки пара температура в паровой камере снизилась до 150°С. Определяют концентрацию гидрокарбонат-ионов в попутно добываемой воде, которая равна 2,7 г/л. Рассчитывают количество СО, которое может выделиться из этой воды под действием тепла, аккумулированного в пласте. Из 1 м воды при нормальных условиях (н.у.) выделяется 0,459 м CO и в пластовых условиях при Т=423К (150°С) и Р=709275 Па (7 ат) выделится 0,102 м СО. Чтобы заполнить объем паровой камеры газообразным углекислым газом, необходимо закачать 21653,9 м попутно добываемой воды. Поскольку концентрация гидрокарбонат-ионов в попутно добываемой воде меньше 3 г/л и температура в паровой камере равна 150°С, т.е. выше 100°С, поэтому в попутно добываемую воду дополнительно вводят карбамид с рабочей концентрацией 40 мас.%. Необходимый объем раствора карбамида составляет 714 м, при этом объем выделившегося CO равен 24340 м, которого достаточно для заполнения объема паровой камеры, учитывая, что часть СО растворится в нефти. По мере закачки раствора карбамида будет происходить постепенное остывание паровой камеры. После снижения температуры в паровой камере до 80°С, т.е. ниже 100°С, переходят на закачку 8,3%-ного раствора гидрокарбоната калия, объем которого составляет 1427 м и, соответственно, 24259 м - объем выделившегося из него CO. Среднесуточный дебит нефти по скв. №232, несмотря на прекращение закачки пара и переход на закачку попутно добываемой воды, снизился незначительно и составил 2,3 т.
Поддержание давления в паровой камере путем закачки попутно добываемой воды с растворенными в ней солями, разлагающимися с выделением углекислого газа за счет тепла, аккумулированного в паровой камере, позволяет сохранить дебит нефти практически на прежнем уровне после прекращения закачки пара и продлевает срок рентабельной разработки месторождения высоковязкой нефти.
Следовательно, предлагаемый способ разработки месторождения высоковязкой нефти повышает эффективность паротеплового воздействия при извлечении остаточной нефти за счет использования тепла, аккумулированного в паровой камере, после прекращения закачки пара.