RU2560036C1

RU2560036C1 - Способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума методом пароциклического воздействия на пласт

Info

Publication number: RU2560036C1
Application number: RU2014127419/03A
Authority: RU
Inventors: Равиль Рустамович Ибатуллин; Марат Инкилапович Амерханов; Валентин Викторович Шестернин; Антон Николаевич Береговой; Владимир Гелиевич Фадеев
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority date: 2014-07-04
Filing date: 2014-07-04
Publication date: 2015-08-20

Abstract

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке месторождений высоковязкой нефти с использованием термических способов добычи. Технический результат - сохранение целостности цементного кольца за обсадной колонной скважины, сокращение периода простоя (термопропитки) скважины на 25%, более высокий дебит нефти на 26-38%, увеличение коэффициента нефтеотдачи на 9%, увеличение ресурса работы погружного электронасоса на 29-30%. Способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума методом пароциклического воздействия на пласт включает последовательную закачку теплоносителя для прогрева пласта - пара, и охлаждающей жидкости и последующий отбор из скважины продукции. В качестве охлаждающей жидкости применяют 3-10%-ный водный раствор карбамида. Теплоноситель закачивают до температуры в прискважинной зоне пласта не ниже температуры разложения карбамида. Охлаждающую жидкость закачивают в количестве от 1/12 до 1/6 от массы теплоносителя с температурой не более чем на 120°C меньше температуры теплоносителя. 1 пр.

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума тепловыми методами.

Известен способ разработки месторождения высоковязкой нефти (патент РФ №2486334, МПК Е21В 43/24, С09К 8/592, опубл. 27.06.2013 Бюл. №18). Согласно изобретению осуществляют закачку пара в нагнетательную скважину, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор нефти через добывающую скважину, закачку попутно добываемой воды в нагнетательную скважину с добавкой карбамида, карбоната натрия или аммония, разлагающихся под воздействием тепла с выделением углекислого газа и аммиака, что способствует снижению вязкости нефти и нефтеизвлечению.

Недостатком данного метода является необходимость бурения нагнетательной и добывающей скважин, что увеличивает затраты на бурение и обустройство скважин, толщина пласта при этом должна быть не менее 15 м, что ограничивает применение данной технологии и значительно увеличивает материальные затраты на ее осуществление.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент РФ №2435951, МПК Е21В 43/24, опубл. 10.12.2011 Бюл. №34), включающий закачку в пласт в добывающую скважину теплоносителя и последующего отбора через нее нефти, после закачки теплоносителя в скважину закачивают охлаждающую жидкость, в качестве охлаждающей жидкости используют воду, щелочной или кислотный раствор.

Недостатками данного способа являются то, что в результате закачки водного раствора в пласт происходит резкое его охлаждение и конденсация пара, что ухудшает коллекторские свойства пласта, снижает упругую пластовую энергию и приток нефти к забою скважины. В результате снижается эффективность тепловой обработки пласта. Резкое охлаждение конструкции скважины отрицательно сказывается на целостности цементного кольца за эксплуатационной колонной. Закачка газообразного углекислого газа является дорогим и сложным технологическим процессом.

Техническими задачами данного предложения являются повышение эффективности пароциклического воздействия за счет дополнительного снижения вязкости нефти и поддержания давления в призабойной зоне пароциклической горизонтальной скважины введением карбамида, а также сохранение целостности цементного кольца за эксплуатационной колонной.

Поставленные технические задачи решаются способом разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума методом пароциклического воздействия на пласт, включающим последовательную закачку теплоносителя (пара) для прогрева пласта, охлаждающей жидкости и последующий отбор из скважины продукции.

Новым является то, что в качестве охлаждающей жидкости применяют 3-10%-ный водный раствор карбамида, а теплоноситель закачивают до температуры в прискважинной зоне пласта до температуры разложения карбамида 160°C, причем охлаждающую жидкость закачивают в массе от 1/12 до 1/6 массы теплоносителя с температурой, не более чем на 120°C меньшей температуры теплоносителя.

Способ реализуется следующим образом.

В пароциклическую скважину закачивается расчетное количество теплоносителя (пара), при этом температура на забое скважины должна быть не менее температуры разложения карбамида ≥160°C, через сутки в скважину закачивается подготовленный объем охлаждающей жидкости в массе (определено практическими исследованиями) от 1/12 до 1/6 массы теплоносителя, 3-10%-ного водного раствора карбамида, после выдержки, в течении 15-20 суток, необходимой на полное разложение карбамида и снижения температуры до рабочих значений, рекомендуемых заводом-изготовителем электропогружных насосов, производится отбор продукции. Карбамид разлагается при высокой температуре с выделением углекислого газа и аммиака согласно уравнению:

Углекислый газ и аммиак снижают набухание глинистых минералов породы-коллектора и тем самым способствуют сохранению начальной проницаемости пласта, что очень актуально для пластов, насыщенных высоковязкой нефтью. Все перечисленные аспекты действия продуктов разложения карбамида под действием высоких температур способствуют повышению эффективности паротеплового воздействия и нефтеотдачи пласта.

Помимо этого закачка охлаждающей жидкости в виде 3-10%-ного водного раствора карбамида позволяет сократить время периода термопропитки, снизить температуру в призабойной зоне скважины, что обеспечивает возможность применения скважинных насосов, рассчитанных на относительно невысокие температуры (до 150-170°C). Охлаждающую жидкость закачивают в массе от 1/12 до 1/6 массы теплоносителя, разница температур между закачиваемой охлаждающей жидкостью и пластовой температурой (после закачки теплоносителя) не должна быть больше 120°C. При большей разнице температур возможны разрушение цементного камня за колонной и ее температурная деформация.

Количество охлаждающей жидкости выбрано опытным путем с учетом того, что при меньшем количестве, чем 1/12 от массы теплоносителя, снижение температуры незначительно, а при большем, чем 1/6, увеличиваются экономические и технологические затраты.

При необходимости (резком увеличении температуры на забое) цикл закачки водного раствора карбамида повторяется.

Пример конкретного выполнения способа.

На опытном участке Ашальчинского месторождения высоковязкой нефти, находящемся на глубине 90 м, представленном неоднородными пластами толщиной 20-30 м с температурой 8°C, давлением 0,5 МПа, нефтенасыщенностью 0.70 д. ед., пористостью 30%, проницаемостью 2,65 мкм², с нефтью, имеющей плотность 960 кг/м³ и вязкость 5000-22000 мПа·с, пробурили горизонтальную пароциклическую скважину На опытном участке Ашальчинского месторождения высоковязкой нефти, находящемся на глубине 90 м. представленном неоднородными пластами толщиной 20-30 м с температурой 8°C, давлением 0,5 МПа. нефтенасыщенностью 0.70 д. ед., пористостью 30%. проницаемостью 2,65 мкм², с нефтью, имеющей плотность 960 кг/м³ и вязкость 20000 мПа·с, пробурили горизонтальную пароциклическую скважину.

1. На залежи высоковязкой нефти в скважину по НКТ закачали 10000 т пара с температурой 200°C. Остановили скважину, через сутки замерили пластовую температуру -(190°C), закачали 850 т 3%-ного водного раствора карбамида температурой 70°C, остановили скважину на 12 сут, замерили температуру на приеме насоса - 160°C, скважину поставили на отбор жидкости. Простой скважины составил 12 сут вместо 20 в отличие от способа с применением в качестве охлаждающей жидкости без добавления карбамида. Дебит составил 22 т /сут, было 17,5 т/сут. Коэффициент нефтеотдачи составил 0.24, было 0,23. Погружной насос проработал 310 сут, было - 240 сут.

2. На залежи битума в скважину по НКТ закачали 12000 т пара с температурой 200°C. Остановили скважину, через сутки замерили пластовую температуру - (190°C), закачали 1100 т 5%-ного водного раствора карбамида температурой 70°C, остановили скважину на 16 сут. замерили температуру на приеме насоса - 157°C, скважину поставили на отбор жидкости. Простой скважины составил 16 сут вместо 20 в отличие от способа с применением в качестве охлаждающей жидкости без добавления карбамида. Дебит составил 23.7 т/сут, было 17.5 т/сут. Коэффициент нефтеотдачи составил 0.25. Погружной насос проработал 300 сут, было 240 сут.

3. На залежи высоковязкой нефти и битума в скважину по НКТ закачали 10100 т пара с температурой 200°C. Остановили скважину, через сутки замерили пластовую температуру - (196°C), закачали 900 т 10%-ного водного раствора карбамида температурой 80°C, остановили скважину на 16 сут, замерили температуру на приеме насоса - 168°C, скважину поставили на отбор жидкости. Простой скважины составил 16 сут вместо 20. в отличие от способа с применением в качестве охлаждающей жидкости без добавления карбамида. Дебит составил 24,2 т /сут против 17,5 т/сут. Коэффициент нефтеотдачи составил 0,26. Погружной насос проработал 305 сут, было 240 сут.

Предлагаемый способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума методом пароциклического воздействия на пласт позволяет сохранить целостность цементного кольца за обсадной колонной скважины, сократить период простоя (термопропитки) скважины на 20-25%, получить более высокий дебит нефти на 26-38%, увеличить коэффициент нефтеотдачи на 8-9%, увеличить ресурс работы погружного электронасоса на 29-30%.

При этом геофизические исследования в трех случаях показали целостность цементного кольца за обсадной колонной скважины.

Claims

Способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума методом пароциклического воздействия на пласт, включающий последовательную закачку теплоносителя - пара для прогрева пласта, охлаждающей жидкости и последующий отбор из скважины продукции, отличающийся тем, что в качестве охлаждающей жидкости применяют 3-10%-ный водный раствор карбамида, а теплоноситель закачивают до температуры в прискважинной зоне пласта не ниже температуры разложения карбамида, причем охлаждающую жидкость закачивают в массе от 1/12 до 1/6 массы теплоносителя с температурой, не более чем на 120°C меньшей температуры теплоносителя.