СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ ТЯЖЕЛЫХ И СВЕРХВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ
METHOD TO DEVELOP LOW-GRAVITY HIGH-VISCOSITY OILS

Изобретение относится к способам разработки залежей тяжелых и сверхвысоковязких нефтей и природных битумов тепловыми методами с использованием водяного пара, горячей воды и растворителей.
Известен способ применения растворителей для добычи тяжелых нефтей (Забродин П.Е. и др. Вытеснение нефти из пласта растворителями. М.: Недра, 1968-224 с.). В качестве растворителя применялся стабильный газовый бензин, а в качестве проталкивающей жидкости рекомендуется отбензиненный сухой газ Минибаевского ГПЗ.
Недостатком данного способа являются низкая растворяющая способность газового бензина по отношению к тяжелым и сверхвысоковязким нефтям, а также необходимость в специальном высоконапорном насосном оборудовании, кроме этого большие энергозатраты на регенерацию растворителей, а также большие непроизводительные потери растворителя в прилегающих пластах.
Известен способ извлечения вязкой нефти с повышенным содержанием асфальтеновых компонентов (патент США №4469177, Е21В 43/24, опубл. 04.09.1984 г.). Способ, включающий закачку в пласт ароматического растворителя, содержащего 45-60% фенолов, карбоновых кислот и их ангидридов последовательно с закачкой пара, с одновременным отбором продукции при продолжающейся закачке пара.
Недостатком способа является то, что последовательная закачка растворителя и пара менее эффективна, чем их совместная закачка. Кроме того, растворитель, содержащий в своем составе фенол, не соответствует требованиям экологической безопасности.
2
Также известен способ внутрипластовой добычи битумов и тяжелой нефти за счет циклической закачки растворителя (патент Канады №2349234, Е21В 43/22, опубл. 31.05.2001 г.), включающий закачку растворителя, снижающего вязкость нефти, при давлении в коллекторе выше давления перехода жидкой фазы в паровую. В качестве растворителя применяются углеводороды, метан, пропан, а также CO, которые закачиваются под высоким давлением. Кроме этого для разжижения смеси растворителя и тяжелой нефти применяется разжижитель. Обычными компонентами разжижителей являются пентан, гексан и гептан. Способ осуществляется через одиночную горизонтальную скважину.
Недостатком способа является применение парафиновых углеводородных растворителей и разжижителей, которые способствуют осаждению асфальтосмолистых веществ при взаимодействии с тяжелыми и сверхвысоковязкими нефтями, что ведет к снижению проницаемости пласта. Применение одиночной горизонтальной скважины снижает охват пласта воздействием. Необходимость применения высоких давлений при закачке газового растворителя требует дорогостоящего специального оборудования.
Наиболее близок к предлагаемому способ разработки залежей тяжелых нефтей и природных битумов (патент Канады №2342955, Е21В 43/24, опубл. 04.10.2002 г.). Способ включает закачку пара, создание паровой камеры, совместную закачку пара и углеводородного растворителя и отбор продукции. Процесс дополнительно включает циклическое чередование совместной закачки пара и углеводородного растворителя.
По данному способу не контролируется температура паровой камеры. Кроме того, при закачке не учитывается фазовое состояние растворителя в пластовых условиях, приводятся только температура кипения растворителей в поверхностных условиях. Еще одним недостатком способа является применение парафиновых углеводородных растворителей, которые способны вызвать осаждение асфальтосмолистых веществ при взаимодействии с тяжелыми и сверхвысоковязкими нефтями. Все эти факторы обуславливают низкую эффективность нефтеизвлечения тяжелых и сверхвысоковязких нефтей по данному способу.
Задачей изобретения является повышение эффективности извлечения тяжелых и сверхвысоковязких нефтей и сокращение материальных затрат за счет совместной закачки пара и углеводородного растворителя, представляющего смесь углеводородов предельного алифатического и ароматического рядов, основным компонентом которой является бензол, после достижения температуры в паровой камере не менее температуры фазового перехода жидкость/пар смеси пара и углеводородного растворителя и поддержкой температуры в паровой камере не ниже температуры кипения смеси пар - углеводородный растворитель.
Поставленная задача решается способом разработки залежей тяжелых и сверхвысоковязких нефтей, включающим закачку пара в пласт, прогрев пласта с созданием паровой камеры, совместную закачку пара и углеводородного растворителя и отбор продукции.
Новым является то, что в качестве углеводородного растворителя применяют смесь углеводородов предельного алифатического и ароматического рядов, основным компонентом которой является бензол, а совместную закачку пара и углеводородного растворителя осуществляют после достижения температуры в паровой камере не менее температуры фазового перехода смеси пара и углеводородного растворителя с поддержкой температуры в паровой камере не ниже температуры фазового перехода смеси пар - углеводородный растворитель.
На чертеже представлен пример конкретного исполнения (График зависимости давления насыщенных паров водяного пара, бензола и их смеси от температуры).
Существует множество классификаций трудноизвлекаемых запасов нефтей. Согласно налоговому кодексу РФ, с введением дифференцированного налогообложения на добычу полезных ископаемых (НДПИ), предложена следующая классификация а) к тяжелым (высоковязким) нефтям относятся нефти, вязкость которых в пластовых условиях свыше 200 мПа·с и до 10000 мПа·с; б) к сверхвысоковязким (СВН) - нефти с вязкостью в пластовых условиях свыше 10000 мПа·с.
Основные трудности при добыче тяжелых и сверхвысоковязких нефтей связаны с их аномально высокими вязкостями в пластовых условиях. Существующие методы разработки тяжелых и сверхвысоковязких нефтей направлены на снижение их вязкости либо путем разогрева пласта, либо закачкой агентов, снижающих вязкость нефти, т.е. растворителей. Растворители - это индивидуальные химические соединения или смеси, способные растворять различные вещества, т.е. образовывать с ними однородные системы переменного состава, состоящие из двух или большего числа компонентов. Углеводородные растворители, получаемые из нефти, в зависимости от состава углеводородов подразделяются на парафиновые (П), изопарафиновые (И), нафтеновые (Н), ароматические (А) и смешанные (С). Разогрев пласта может осуществляться закачкой теплоносителя, в качестве которого используют: водяной пар, парогаз или горячую воду, при этом нефть размягчается, становится подвижной и ее можно добывать скважинными методами. При воздействии на тяжелые и сверхвысоковязкие нефти углеводородными растворителями происходит полное смешение нефти и растворителя и снижается вязкость нефти. Комбинация этих двух методов ведет к увеличению эффективности извлечения тяжелых и сверхвысоковязких нефтей.
Наиболее эффективными для добычи тяжелых и сверхвысоковязких нефтей при паротепловом воздействии с применением растворителей являются режимы давления и температуры в пласте, которые должны быть такими, чтобы углеводородный растворитель изначально находился в парообразном, а не в жидком состоянии, для того, чтобы развилась паровая камера. Серьезным недостатком метода, основанного на закачке растворителя, является то, что режимы температуры и давления в пласте редко находятся на уровне температуры кипения известных растворителей. Поэтому необходимо регулировать давление и/или температуру, чтобы создать такие пластовые условия, при которых использование конкретного растворителя будет эффективным, т.е. чтобы он находился в парообразном состоянии.
С целью определения этих условий нами были рассчитаны зависимости давления насыщенных паров водяного пара и растворителя и их смеси от температуры. Для примера расчетов в качестве растворителя возьмем абсорбент А-2, который представляет смесь углеводородов предельного алифатического и ароматического рядов. Поскольку основным компонентом углеводородного растворителя абсорбент А-2 является бензол, свойства которого являются определяющими для данного растворителя, то его и берем для расчета зависимости давления от температуры смеси водяного пара и растворителя.
Давлением насыщенного пара называется равновесное давление, которое создается при T=const некоторым количеством вещества в закрытом сосуде, не содержащем посторонних газов. Равновесие чистого вещества со своим насыщенным паром графически изображается кривой зависимости давления насыщенного пара от температуры. Аналитически равновесие двух фаз в однокомпонентной системе определяется термодинамическим уравнением Клаузиуса - Клайперона, которое в упрощенном виде имеет вид:
исп
где ΔН - мольная теплота испарения жидкого вещества,
R - универсальная газовая постоянная;
p - давление;
T - абсолютная температура К.
В интегрированном виде это уравнение приобретает следующий вид:
на основе которого и получены зависимости для водяного пара и бензола, приведенные на графике.
3
1
2
1
2
При осуществлении технологии паротеплового воздействия в композиции с растворителями мы имеем дело с двухкомпонентными или бинарными системами: водяной пар - растворитель или горячая вода - растворитель. Рассматриваемая нами система бензол - водяной пар относится к системам с ограниченной растворимостью. Практически все углеводородные растворители (толуол, нефрас 150/200, который является растворителем смешанного состава, содержащий углеводороды всех классов; и др.) относятся к таким системам. Эти жидкости не взаимодействуют между собой и практически не смешиваются друг с другом (при 20°С в воде растворяется 0,054 г бензола, а при той же температуре растворяется 0,082 г воды в 0,1 дм бензола). Жидкости, не смешивающиеся друг с другом, образуют два слоя. При нагревании смеси таких жидкостей давление пара каждой жидкости будет таким же, как и давление пара ее в чистом виде, независимо от наличия другой жидкости. Каждая жидкость в смеси будет вести себя так, как будто отсутствует другая жидкость. Общее давление пара смеси P таких жидкостей будет равно сумме парциальных давлений паров обоих компонентов p и p при данной температуре. Смесь начнет кипеть тогда, когда при данной температуре сумма давлений насыщенных паров обоих ее компонентов станет равной внешнему (атмосферному) давлению. Точка кипения смеси не смешивающихся друг с другом жидкостей всегда будет ниже точек кипения обоих ее компонентов. Это объясняется тем, что общее давление паров смеси P всегда большее, чем парциальное давление p или p каждой отдельно взятой жидкости.
Было рассчитано на основе этого равенства общее давление смеси водяного пара и бензола и построена зависимость общего давления от температуры, которая представлена на графике. Как известно, увеличение внешнего давления будет способствовать увеличению температуры кипения жидкости. Но в случае, когда жидкости не смешиваются (вода + растворитель), температура кипения смеси при этом всегда будет ниже температуры кипения отдельных ее компонентов.
2
3
з
з
пл
Пример конкретного выполнения. На опытном участке Ашальчинского месторождения сверхвысоковязкой нефти, находящемся на глубине 90 м, представленным неоднородными пластами толщиной 20-30 м с температурой 8°С, давлением 0,5 МПа, нефтенасыщенностью 0,70 д.ед., пористостью 30%, проницаемостью 2,65 мкм, с нефтью, имеющей плотность 960 кг/м и вязкость 22000 мПа·с, пробурена пара горизонтальных двухустьевых скважин, которая состоит из нагнетательной скважины и добывающей скважины, горизонтальные участки которых размещены параллельно одна над другой в вертикальной плоскости продуктивного пласта и оснащены колонной насосно-компрессорных труб. В скважины спущены термодатчики по всей длине стволов, позволяющие контролировать температуру паровой камеры. До начала освоения добывающей горизонтальной скважины осуществлен прогрев межскважинной зоны путем одновременной циркуляции пара в каждой из указанных скважин. В процессе добычи сверхвысоковязкой нефти в нагнетательную скважину закачивали пар с температурой около 195°С, который, распространяясь вверх, создал увеличивающуюся в размерах паровую камеру, в том числе и за счет энергии конденсации пара в жидкость. Поддерживали давление в паровой камере, равное 0,911 МПа (9 атм). Рассчитали на основе формулы (2) зависимость давления насыщенного пара от температуры для водяного пара, для углеводородного растворителя и также общее давление смеси водяного пара и растворителя (в данном случае бензола). Из графика определено, что при давлении закачки (P), равном 0,911 МПа (9 атм), водяной пар будет находиться в парообразном состоянии при температуре выше 175°С. Также по графику общего давления смеси водяного пара и растворителя определена температура, выше которой указанная смесь находится в парообразном состоянии при давлении 9 атм (0,911 МПа). Температура фазового перехода (кипения) смеси в данных условиях равна 140°С. Дополнительно, температура паровой камеры контролируется по показаниям термодатчиков. Если температура паровой камеры около 175°С, что превышает температуру фазового перехода жидкость/пар смеси пара и углеводородного растворителя (140°С), следовательно, можно начинать совместную закачку в пласт водяного пара и жидкого нефтяного растворителя. При этом давление закачки (P) должно превышать пластовое давление (Р) для создания положительного градиента давления, способствующего движению смеси в пласт. В процессе закачки жидкий растворитель, двигаясь совместно с паром по колонне НКТ, прогревается до температуры кипения смеси пара и растворителя и начинает испаряться, т.е. осуществляется фазовый переход жидкость/пар, и достигает границ паровой камеры уже в парообразном состоянии. При этом пар, имеющий исходную высокую температуру (195°С), даже отдав часть своего тепла на нагревание растворителя, остается в парообразном состоянии с температурой выше 175°С. На границе паровой камеры происходит теплообмен между парами растворителя и сверхвысоковязкой нефтью, в результате нефть разогревается, вязкость ее снижается, а подвижность увеличивается. Часть растворителя конденсируется и в жидком виде смешивается с сверхвысоковязкой нефтью, что тоже ведет к снижению ее вязкости. Нефть с исходной вязкостью 32700 мПа·с при температуре 8°С при добавлении в нее 10% мас. растворителя при температуре 40°С имеет вязкость, равную 140 мПа·с, т.е. исходная вязкость снижается в 230 раз. Ставшая подвижной нефть продвигается по пласту и отбирается через добывающую скважину.
Если же температура в паровой камере ниже температуры кипения смеси пара и растворителя (например, 130°С), то растворитель в паровой камере будет находиться в жидком состоянии и не достигнет границ паровой камеры, где происходит контакт между нефтью и растворителем. При этом не произойдет снижения вязкости сверхвысоковязкой нефти и приток ее к добывающей скважине уменьшится, следовательно, эффективность извлечения нефти также снизиться. Чтобы этого не произошло необходимо и после начала совместной закачки пара и растворителя контролировать и поддерживать температуру в паровой камере не ниже температуры фазового перехода жидкость/пар (кипения) смеси пар-углеводородный растворитель (140°С при 0,9 МПа).
Если температура снижается, то необходимо увеличить долю пара в закачиваемой смеси углеводородный растворитель-пар. В противном случае произойдет охлаждение паровой камеры, и растворитель будет находиться в ней в конденсированном (жидком) состоянии. При переходе растворителя из жидкого в парообразное состояние его первоначальный объем увеличивается в сотни раз, в частности для бензола в 187 раз. С увеличением объема растворителя увеличивается и охват пласта воздействием, что ведет к увеличению эффективности способа в целом. Эффективность способа подтверждают результаты фильтрационных опытов по вытеснению сверхвысоковязкой нефти Ашальчинского месторождения паром совместно с растворителями абсорбент А-2, нефрас 150/200, абсорбент Н на насыпных моделях. Результаты представлены в таблице.
Как видно из таблицы, при первичном вытеснении сверхвысоковязкой нефти только паром коэффициент вытеснения нефти составил в среднем 52,5%, при довытеснении этой нефти смесью пара с углеводородным растворителем конечный коэффициент вытеснения возрос, соответственно, до 75,90% для абсорбента А-2, до 82,38% для нефраса 150/200, представляющего смесь углеводородов, в том числе предельного алифатического и ароматического рядов, основным компонентом которой является бензол, и до 66,00% для Абсорбента H, который является смесью парафино-олефиновых углеводородов. Прирост коэффициента вытеснения нефти за счет совместного применения пара и углеводородного растворителя, представляющего смесь углеводородов предельного алифатического и ароматического рядов, основным компонентом которой является бензол, в среднем, составил 27,2%. Прирост коэффициента вытеснения за счет применения растворителя абсорбент H, являющегося смесью парафино-олефиновых углеводородов, составил всего 13,30%, т.е. в два раза ниже по сравнению с вышеуказанными растворителями. Следовательно, совместная закачка пара и углеводородного растворителя повышает эффективность вытеснения сверхвысоковязкой нефти. При этом эффективность вытеснения нефти выше при применении растворителя, представляющего смесь углеводородов предельного алифатического и ароматического рядов, основным компонентом которой является бензол.
Предлагаемый способ повышает эффективность извлечения сверхвысоковязких нефтей и снижает материальные затраты за счет совместной закачки пара и углеводородного растворителя, представляющего смесь углеводородов предельного алифатического и ароматического рядов, основным компонентом которой является бензол после достижения температуры в паровой камере не менее температуры фазового перехода жидкость/пар смеси пара и углеводородного растворителя и поддержкой температуры в паровой камере не ниже температуры кипения смеси пар - углеводородный растворитель.