СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ
DEVELOPMENT METHOD OF HIGH-VISCOSITY OIL DEPOSIT

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений, содержащих высоковязкие и сверхвязкие нефти.
Известен способ разработки залежей тяжелых нефтей и природных битумов, включающий последовательную закачку в пласт растворителя и теплоносителя, причем в качестве теплоносителя применяют пар с добавкой щелочных поверхностно-активных веществ с массовой долей 0,1-2,0%, а в качестве растворителя - жидкие продукты пиролиза, например, фракция 35-270°C (Е-3) в количестве 5-20% объема пор обрабатываемой зоны пласта (патент РФ №2151862, опубл. 27.06.2000 г.). Недостатком данного способа является низкий темп отбора нефти, обусловленный продолжительным периодом продвижения теплового фронта от нагнетательной к добывающим скважинам, и снижением упругой энергии пара вследствие его конденсации.
Наиболее близким является способ разработки залежи высоковязкой нефти, подстилаемой водой, включающий вскрытие залежи вертикальными добывающими и нагнетательными скважинами, ввод в эксплуатацию 13-точечного обращенного элемента разработки, состоящего из одной нагнетательной, расположенной в центре элемента, и 12-ти добывающих скважин, расположенных по внутренней и внешней концентрическим орбитам, циклическую закачку теплоносителя и отбор продукции через добывающие скважины, при этом вскрытие залежи осуществляют до водоносного пласта, закачку теплоносителя осуществляют в водоносный пласт через нагнетательную скважину и циклически через добывающие, при этом в начальный период эксплуатации залежи производят перевод первой пары радиально расположенных добывающих скважин под закачку теплоносителя, затем прекращают закачку теплоносителя через первую пару радиально расположенных добывающих скважин, производят остановку работы и выдержку добывающих скважин, через которые осуществляли закачку теплоносителя, затем добывающие скважины, через которые осуществляли закачку теплоносителя, пускают под отбор продукции и переходят к переводу под нагнетание следующей пары радиально расположенных добывающих скважин (патент РФ №2365748, опубл. 27.08.2009 г.). Недостатками способа являются низкий охват пласта воздействием, обусловленный закачкой теплоносителя только в водоносный пласт, и низкий коэффициент нефтевытеснения в нефтеносном пласте из-за высокой разницы вязкостей воды и нефти и высоким поверхностным натяжением на границе нефть - вода.
Задачей изобретения является повышение коэффициента нефтеотдачи пласта и темпов отбора нефти за счет увеличения охвата пласта воздействием и увеличения коэффициента нефтевытеснения.
Поставленная задача достигается тем, что в способе разработки залежи высоковязкой нефти осуществляют вскрытие залежи вертикальными добывающими и нагнетательными скважинами, закачку растворителя и теплоносителя ведут в нагнетательную скважину, и циклически - в добывающие. Отбор продукции из добывающих скважин осуществляют после прекращения закачки и технологической выдержки. Далее следует перевод под закачку следующей добывающей скважины. При этом вскрытие залежи и закачку теплоносителя осуществляют в нефтеносный пласт, очередность перевода скважины под закачку теплоносителя определяют по наименьшим производительности по нефти и забойной температуре. Производят периодическую закачку растворителя и поверхностно-активных веществ в нагнетательную скважину, а в добывающие скважины закачку растворителя и поверхностно-активных веществ производят перед закачкой теплоносителя. В качестве теплоносителя применяют горячую воду с температурой 60-100°C, в качестве растворителя - жидкую фракцию пиролиза автомобильных шин. Жидкая фракция пиролиза шин (ТУ 2451-004-0136353-2003) представляет собой смесь алифатических, ароматических углеводородов и алкенов, получаемую в результате переработки автомобильных шин. В качестве поверхностно-активных веществ можно использовать, например, неонол, моющий препарат МЛ-81Б, или эмульгатор Atren. Неонол (ТУ 2483-077-05766801-98) - оксиэтилированные моноалкилфенолы на основе тримеров пропилена (изононила) представляют собой техническую смесь полиэтиленгликолевых эфиров моноалкилфенолов, являются высокоэффективными неионогенными поверхностно-активными веществами. Моющий препарат МЛ-81Б (ТУ 2481-007-48482528-99) представляет собой многофункциональную композицию анионных и неионогенных синтетических поверхностно-активных веществ разного химического строения, хорошо растворяется в пресной и пластовой воде, образуя коллоидные растворы. Эмульгатор Atren (ТУ 2413-009-70896713-2005) представляет собой углеводородный раствор сложных алканоламиновых (моноэтаноламиновых, диэтаноламиновых, триэтаноламиновых) эфиров и амидов олеиновой кислоты, а также добавок неионогепных ПАВ (неонол АФ-9-6, оксиэтилированных жирных кислот).
Объем периодически закачиваемой в нагнетательную скважину оторочки растворителя принимают в количестве 0,1-1% объема закаченного теплоносителя, объем периодически закачиваемой в добывающие скважины оторочки растворителя рассчитывают по формуле исходя из объема закачиваемого в добывающую скважину теплоносителя и нефтенасыщенности зоны пласта, прилегающей к добывающей скважине, а объем закачиваемых поверхностно-активных веществ принимают в количестве 0,1-2% от объема растворителя.
Способ осуществляют следующим образом.
Производят вскрытие залежи высоковязкой нефти равномерной треугольной сеткой вертикальных добывающих и нагнетательных скважин в интервале нефтеносного пласта с формированием элементов разработки с центральной нагнетательной скважиной и окружающих ее добывающих скважин. Количество нагнетательных и добывающих скважин может быть любым и выбирается произвольно в зависимости от зональной неоднородности коллекторских свойств продуктивного пласта. Осуществляют перфорацию обсадных колонн скважин в интервале нефтеносного пласта, затем в нагнетательные скважины спускают теплоизолированные насосно-компрессорные трубы, а в добывающие - штанговые глубиннонасосные установки, позволяющие попеременно вести как отбор продукции, так и закачку теплоносителя. На первом этапе осуществляют дренирование призабойных зон скважин, заключающееся в чередующихся операциях по закачке теплоносителя и отборе продукции. В качестве теплоносителя применяют пар, например от передвижных парогенераторных установок. После прекращения закачки пара и выдержки для выравнивания средней температуры по вскрытой толщине продуктивного пласта в призабойных зонах скважин осуществляют отбор продукции из добывающих скважин с помощью штанговых глубиннонасосных установок, а из нагнетательных, - например компрессорным способом. Циклы «закачка теплоносителя - технологическая выдержка - отбор пластовой жидкости» повторяют до тех пор, пока приемистость скважин не позволит осуществить закачку горячей воды в необходимом количестве и при давлении, не превышающем давление гидроразрыва пласта. На втором этапе переходят к закачке горячей воды с температурой 60-100°C в нагнетательные скважины - постоянно, а в добывающие - циклически. При этом производят периодическую закачку в нагнетательную скважину оторочки растворителя в объеме 0,1-1% от объема закаченной горячей воды и поверхностно-активных веществ. Объем закачки горячей воды в добывающие скважины при первом цикле равен объему отобранной жидкости после последней паротепловой обработки скважины, а объемы последующих закачек горячей воды равны объемам отобранной жидкости предыдущих циклов. Перед нагнетанием горячей воды в добывающие скважины производят закачку оторочки растворителя и поверхностно-активных веществ. Объем растворителя для каждого n-ного цикла закачки в добывающие скважины рассчитывают исходя из условия достаточного снижения вязкости высоковязкой нефти при взаимодействии ее с растворителем в пластовых условиях, и находят по формуле:
р
где K - коэффициент оптимального соотношения объемов растворителя и нефти, д.ед., (находят опытным путем для нефти конкретного месторождения и растворителя на основе лабораторных исследований изменения вязкости нефти в зависимости от концентрации в ней растворителя);
3
- объем закачки горячей воды в предыдущем цикле, м;
нач.н
K - коэффициент эффективной нефтенасыщенности продуктивного пласта на контуре питания конкретной скважины, д.ед.;
тек.н
K - коэффициент текущей нефтенасыщенности в призабойной зоне скважины, принимается равным содержанию нефти в добываемой продукции конкретной скважины, д.ед.
Объем поверхностно-активных веществ принимают в количестве 0,1-2% от объема растворителя.
р
нач.н
тек.н
Физический смысл приведенной формулы заключается в следующем: для снижения вязкости пластовой нефти и увеличения ее подвижности необходим растворитель, при смешении которого с высоковязкой нефтью образуется маловязкая система. При этом существует оптимальное их соотношение K, при котором несмотря на увеличение содержания растворителя в нефти вязкость смеси снижается несущественно. Для продвижения растворителя вглубь пласта закачивают горячую воду, от воздействия которой вязкость нефти снижается еще больше. При этом образуется зона влияния закачки, с внешней стороны радиально ограниченная незатронутой областью пласта с начальной нефтенасыщенностью K. В центральной части образованной цилиндрической зоны, то есть в призабойной зоне пласта, нефтенасыщенность K минимальна и принимается равной содержанию нефти в добываемой продукции скважины при последнем цикле отбора пластовой жидкости. Допускаем, что распределение нефтенасыщенности от забоя скважины до границ зоны влияния закачки прямо пропорционально этому расстоянию. Для снижения вязкости объема нефти, заключенного в зоне влияния закачки, требуется растворитель в определенном ранее соотношении.
В технологическом отношении предлагаемый способ разработки заключается в циклической закачке в нагнетательные скважины расчетного объема оторочки растворителя и ПАВ с дальнейшей закачкой горячей воды. При эксплуатации добывающих скважин производят циклические закачки расчетного объема оторочки растворителя согласно вышеприведенной формуле и ПАВ с последующей продавкой горячей водой в пласт при давлении закачки, не превышающем давления гидроразрыва пласта. Далее следует технологическая выдержка 7-14 суток для протекания массообменных капиллярных процессов и реагирования растворителя и ПАВ с пластовым флюидом и выравнивания температуры. Растворитель, смешиваясь с пластовой нефтью, снижает ее вязкость. В зоне контакта растворителя и поверхностно-активного вещества с высоковязкой нефтью происходит изменение реологических свойств жидкости и отмывание высоковязкой нефти с поверхности горной породы. Как следствие, происходит увеличение проницаемости, что способствует более глубокому проникновению закачиваемых агентов в пласт. Применение поверхностно-активных веществ в составе закачиваемой оторочки позволяет снизить вязкость водонефтяных эмульсий, что является следствием ослабления взаимодействия между структурообразующими компонентами нефти (высокомолекулярными смолами, асфальтенами, карбенами, карбоидами, микрокристаллами парафина), адсорбционного вытеснения природных нефтяных ПАВ (кислот, солей многовалентных металлов, низкомолекулярных смол и др.) с поверхностей глобул эмульгированной воды синтетическими ПАВ, смачивания природных эмульгаторов и стабилизаторов компонентами препарата и перевода их с поверхностей раздела углеводородной и водной фазы. Взаимодействие пластового флюида, растворителя и ПАВ при повышенной температуре ведет к увеличению зоны охвата пласта воздействием, что в свою очередь напрямую ведет к увеличению коэффициента нефтеотдачи.
После технологической выдержки, необходимой для реагирования, производят отбор продукции из добывающей скважины. Следующую добывающую скважину под закачку теплоносителя и растворителя выбирают по наименьшей производительности по нефти и наименьшей пластовой температуре.
С целью определения зависимости вязкости нефти Мордово-Кармальского месторождения от содержания в ней различных растворителей были проведены лабораторные исследования. В качестве растворителей были использованы дистиллят Шугуровского пефтебитумпого завода, реагент СНПХ 7р-14, фракция Е-3 жидких продуктов пиролиза нефти (продукт Шугуровского нефтебитумного завода), печное нефтяное топливо (ТУ 0258-049-00151638-2003) и жидкая фракция пиролиза шин (ТУ 2451-004-0136353-2003). Результаты проведенных работ приведены в таблице 1. Согласно полученных данных наибольшее снижение вязкости смеси нефти и растворителя получено с жидкой фракцией пиролиза шин, причем в диапазоне от 0% до 20% содержания данного растворителя наблюдается наиболее интенсивное снижение вязкости смеси с 470 мПа·с до 29 мПа·с. Дальнейшее увеличение содержания растворителя в смеси дает незначительное изменение вязкости смеси. Таким образом, оптимальным растворителем для нефти Мордово-Кармальского месторождения является жидкая фракция пиролиза шин (ТУ 2451-004-0136353-2003), а ее оптимальное содержание в смеси с нефтью находится в пределах от 5% до 20%.
Закачку растворителя производят при давлении не выше гидроразрыва пласта - не более 13 атм скважины. После этого производят закачку расчетного объема горячей воды температурой 60-100°C, при том же давлении. По окончании закачки скважина останавливается на термокапиллярную пропитку на 7-14 суток с последующим отбором продукции скважины механизированным способом.
3
3
р
тек.н
Пример конкретного выполнения. Предлагаемый способ разработки залежи высоковязкой нефти внедрен на Мордово-Кармальском месторождении. Для проведения работ выбрали участок, состоящий из двенадцати добывающих скважин 1-12, расположенных вокруг центральной нагнетательной скважины 13 на разном удалении от нее (фиг.1). Для дренирования призабойных зон скважин произвели чередующиеся операции по закачке пара в скважины и отбору продукции после выдержки. Характеристика скважин и объемы закачки пара в скважины указаны в таблице 2. Первой для закачки растворителя и поверхностно-активных веществ с последующей закачкой горячей воды выбрали добывающую скважину 11 с дебитом жидкости 1,8 м/сут и обводненностью 98%, забойной температурой 4,5°C. Объем растворителя рассчитывают по формуле (1), согласно лабораторных исследований принимаем K=0,2 для растворителя - жидкой фракции пиролиза шин, объем закачки горячей воды в 1-ом цикле
равен объему отобранной жидкости после последней паротепловой обработки и составляет 119 м. Начальная нефтенасыщенность пласта в области скважины составляет 0,82 д.ед., при отборе продукции из скважины после паротепловой обработки ее обводненность составила 98%. Таким образом, коэффициент текущей нефтенасыщенности в призабойной зоне скважины K, который принимается равным содержанию нефти в добываемой продукции конкретной скважины, составит (100-98)/100=0,02 д.ед.
3
3
3
3
Подставив полученные значения в формулу (1), получим объем растворителя в 1-ом цикле закачки
. Концентрацию ПАВ принимаем равной 2%, что составит 0,168 м. Производим закачку расчетного объема смеси растворителя и ПАВ при давлении на устье скважины 13 атм. Для продавливания смеси растворителя и ПАВ открываем закачку горячей воды с температурой 80-90°C и расходом 8,5 м/сут. После закачки 119 м горячей воды скважину остановили на технологическую выдержку на 10 суток, затем запустили в работу с дебитом жидкости 3,1 м/сут и обводненностью 81%, забойной температурой 15,6°C. Циклически повторяют операции по закачке растворителя, ПАВ и горячей воды на всех добывающих скважинах.
Аналогичные расчеты производят и для последующих закачек в каждую добывающую скважину.
Таблица 1
Массовая доля растворителя в нефти
Динамическая вязкость смеси нефти Мордово-Кармальского месторождения и растворителей, мПа·с
дистиллят ШНБ3
СНПХ 7р-14
фракция Е-3
печное нефтяное топливо
жидкая фракция пиролиза шин
0
470
470
470
470
470
5%
195
173
166
180
165
10%
110
91
84
105
83
20%
75
36
30
61
29
30%
14
7
6
10
8
50%
9
6
4
7
5
Таблица 2
№ скв
Эффективная нефтенасыщенная толщина, м
Искусственный забой, м
Интервал перфорации, м
Нефтенасыщенность, д.ед.
Пористость, д.ед
Масса закачанного пара, т
1
3,4
92
77,6-81
0,62
0,23
25
2
5,8
94
74-79,8
0,66
0,27
118
3
6,0
104
81,2-87,2
0,74
0,27
214
4
2,6
96
90,4-93
0,54
0,28
25
5
12,4
102
81,2-93,6
0,76
0,28
0
6
15,0
89
74-89
0,80
0,38
23
7
7,0
83
77,4-89
0,76
0,33
0
8
10,2
98
79,8-90
0,57
0,30
39
9
5,6
102
82,6-88,2
0,75
0,30
87
10
9,0
104
82,8-91,8
0,80
0,29
0
11
10,8
100
82,4-93,2
0,82
0,22
75
12
15,2
90
73,7-89,5
0,65
0,23
25
13
14,8
100
80,8-85,6
0,71
0,28
3776