RU2808255C1 - Способ добычи высоковязкой нефти из пластов с наличием подошвенной воды - Google Patents
Способ добычи высоковязкой нефти из пластов с наличием подошвенной воды Download PDFInfo
- Publication number
- RU2808255C1 RU2808255C1 RU2023109573A RU2023109573A RU2808255C1 RU 2808255 C1 RU2808255 C1 RU 2808255C1 RU 2023109573 A RU2023109573 A RU 2023109573A RU 2023109573 A RU2023109573 A RU 2023109573A RU 2808255 C1 RU2808255 C1 RU 2808255C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- carbon dioxide
- well
- water
- formation
- Prior art date
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 91
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 62
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 title claims abstract description 62
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 29
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 200
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims abstract description 100
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 100
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 54
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 44
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 44
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 claims abstract description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 7
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 7
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims description 4
- 230000007704 transition Effects 0.000 claims description 2
- 238000001035 drying Methods 0.000 abstract description 5
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 abstract description 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 109
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 10
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 8
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 7
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 6
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 6
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 5
- 238000011161 development Methods 0.000 description 5
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 5
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 4
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 4
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 4
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 4
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M Bicarbonate Chemical compound OC([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 230000005587 bubbling Effects 0.000 description 3
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 3
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 2
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 2
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 2
- 239000012670 alkaline solution Substances 0.000 description 2
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 description 2
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 description 2
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 2
- ATRRKUHOCOJYRX-UHFFFAOYSA-N Ammonium bicarbonate Chemical compound [NH4+].OC([O-])=O ATRRKUHOCOJYRX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UIIMBOGNXHQVGW-DEQYMQKBSA-M Sodium bicarbonate-14C Chemical compound [Na+].O[14C]([O-])=O UIIMBOGNXHQVGW-DEQYMQKBSA-M 0.000 description 1
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001099 ammonium carbonate Substances 0.000 description 1
- 235000012501 ammonium carbonate Nutrition 0.000 description 1
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004523 catalytic cracking Methods 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000001311 chemical methods and process Methods 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 235000019441 ethanol Nutrition 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- 229910052748 manganese Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 229910044991 metal oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004706 metal oxides Chemical class 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 239000011736 potassium bicarbonate Substances 0.000 description 1
- 229910000028 potassium bicarbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000015497 potassium bicarbonate Nutrition 0.000 description 1
- TYJJADVDDVDEDZ-UHFFFAOYSA-M potassium hydrogencarbonate Chemical compound [K+].OC([O-])=O TYJJADVDDVDEDZ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000001737 promoting effect Effects 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 238000002791 soaking Methods 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000015424 sodium Nutrition 0.000 description 1
- UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M sodium bicarbonate Substances [Na+].OC([O-])=O UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229910000030 sodium bicarbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000017557 sodium bicarbonate Nutrition 0.000 description 1
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L sodium carbonate Substances [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- -1 steam Substances 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 229910000314 transition metal oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 description 1
Abstract
Изобретение относится к области добычи высоковязкой нефти и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности. Способ добычи высоковязкой нефти из пластов с подошвенной водой включает циклическую работу скважины с использованием ее как нагнетательной скважины при закачке диоксида углерода и как добывающей для отбора нефти. Диоксид углерода закачивают при нагнетательном режиме скважины в забойную зону ниже водонефтяного контакта, увлажняют диоксид углерода при его контакте с подошвенной водой, насыщают увлажненным диоксидом углерода вышележащий нефтяной пласт, затем отсекают подачу диоксида углерода, выдерживают пласт и переводят скважину в добывающий режим пластовой нефти. Направление движения пластовой нефти постоянно от пласта к забою скважины. Технический результат заключается в повышении эффективности воздействия диоксида углерода, вводимого в нефтеносный пласт, на добычу высоковязкой нефти, исключении фактора осушки призабойной зоны скважины, увеличении продуктивности и экономичности ее работы. 3 з.п. ф-лы, 4 ил., 5 пр.
Description
Изобретение относится к области добычи высоковязкой нефти и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности.
К высоковязким нефтям относят нефти, вязкость которых выше 30 сПз.
Мировые запасы высоковязкой нефти составляют от 600 миллиардов до 1 триллиона тонн, что примерно в 5 раз больше оставшихся разведанных мировых запасов нефти малой и средней вязкости (примерно 160 миллиардов тонн). На долю нашей страны приходится около 7 миллиардов запасов высоковязкой нефти, составляя при этом больше половины всей имеющейся в России нефти. Основная часть запасов российской высоковязкой нефти содержится в Волго-Уральской нефтегазовой провинции, особенно в Татарстане и Пермском крае. В естественном режиме эксплуатации скважин нефтеотдача на таких месторождениях обычно не превышает 15%.
Добыча высоковязкой нефти с очень низкой текучестью сопряжена с использованием разнообразных технических приемов, снижающих вязкость нефти и увеличивающих за счет этого скорость перемещения обработанной нефти по каналам пласта к забойной зоне эксплуатационных скважин и требует значительных дополнительных затрат по сравнению с добычей нефти с низкой вязкостью.
Известен способ разработки газонефтяной залежи с высоковязкой нефтью, включающий добычу нефти на основе добывающих и нагнетательных скважин с площадной системой их размещения, использование в основе рабочего агента воды, проведение глубинного гидропрослушивания для установления массивного характера рассматриваемого элемента разработки, при этом добывающие и нагнетательные скважины принимают горизонтальными, в пределах площадного элемента разносят по вертикали добывающие и нагнетательные скважины; добывающие скважины размещают по сторонам элемента разработки примерно посередине толщины нефтяной оторочки, одну нагнетательную скважину размещают над водонефтяным контактом, а другую нагнетательную скважину - над газонефтяным контактом, в нагнетательные скважины закачивают загущенную полимером воду, при этом режим закачки задают из условия, чтобы текущее пластовое давление в элементе разработки было не ниже начального пластового давления (патент на изобретение RU 2295634, МПК Е21В 43/20, заявлен 16.06.2005 г., опубликован 20.03.2007 г.). Недостатками изобретения являются:
• для реализации способа необходимы или два горизонтальных нагнетательных ствола, или один вертикальный нагнетательный ствол с раздельной подачей рабочего агента в газонефтяной и водонефтяной контакты, что в обоих случаях усложняет обслуживание стволов;
• использование в качестве рабочего агента загущенной полимером воды создает опасность загрязнения полимером артезианских водоносных горизонтов.
Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума методом паротеплового воздействия на пласт, включающий строительство горизонтальной основной добывающей скважины и расположенной выше горизонтальной нагнетательной скважины, закачку пара в горизонтальные скважины, а после создания проницаемой зоны между скважинами производят закачку пара в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины, при этом строят дополнительные горизонтальные добывающие скважины, расположенные последовательно и параллельно с основной, причем горизонтальные добывающие скважины располагают выше водонефтяного контакта - ВНК, но ниже нагнетательной скважины на 5-8 м, при этом расстояние между забоем одной горизонтальной добывающей скважины и входом в кровлю другой в горизонтальной проекции должно быть не менее 5 м, закачку пара в добывающие скважины перед началом отбора осуществляют в объеме 2-10 т/м суммарной длины горизонтальных участков, после чего из добывающих скважин производят регулируемый отбор продукции так, чтобы забойное давление в каждой добывающей скважине было не менее пластового давления подошвенных вод (патент на изобретение RU 2496979, МПК Е21В 43/24, заявлен 03.05.2012 г., опубликован 27.10.2013 г.). Недостатками изобретения являются:
• необходимость строительства большого числа дополнительных горизонтальных добывающих скважин для дообустройства месторождения;
• необходимость генерации пара высокого давления (например, 16,0 МПа) и температуры (например, 340°С).
Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти и природного битума, заключающийся в том, что в пласт через вертикальную добывающую скважину закачивают теплоноситель, в качестве которого используют водяной пар; затем через вертикальную добывающую скважину закачивают рабочий агент, включающий композицию из спирто-щелочного раствора, который представляет собой 1-20 мас. %-ный раствор гидроксида натрия в этиловом спирте, и катализатора на основе оксидов переходных металлов, где металлы выбраны из группы: Cr, Mn, Fe, Со, Ni, Cu, Zn, Mo, где композиция реагентов содержится в массовом соотношении спирто-щелочной раствор : катализатор = 1:1; затем через вертикальную добывающую скважину закачивают теплоноситель, в качестве которого используют водяной пар, для продавливания рабочего реагента вглубь пласта с возможностью обеспечения химической конверсии высоковязкой нефти и природного битума и интенсификации нефтеотдачи; далее через вертикальную добывающую скважину производят отбор высоковязкой нефти и природного битума (патент на изобретение RU 2773594, МПК Е21В 43/24, Е21В 43/22, С09К 8/592, заявлен 16.06.2021 г., опубликован 06.06.2022 г.). Недостатками изобретения являются:
• многостадийность процесса работы скважины на этапе ее функционирования в качестве нагнетательной скважины: первая обработка пласта водяным паром, закачка рабочего агента, повторная обработка водяным паром;
• ввод рабочего агента не может приводить к увеличению эффективности способа, поскольку при вводе его в соответствии с формулой отдельно от водяного пара в количестве 180 кг произойдет локализация рабочего объема в ограниченном пространстве призабойной области, а если рабочий агент в ходе математического моделирования процесса вводится совместно с водяным паром, то при концентрации каталитически активных оксидов металлов на уровне 40 ppm катализатор не должен существенно влиять на крекинг нефти в пласте: в установках каталитического крекинга при более мягких условиях (450-510°С, давление 0,2-0,3 МПа) объемный расход нефти по отношению к объему катализатора составляет 0,8-3,0 ч-1, что соответствует времени реакции 1,2-0,33 часа. При концентрации катализатора 40 ppm время реакции должно возрасти как минимум до 8000 часов, то есть до года выдержки пласта при температуре 300°С.
Известен также способ разработки месторождения высоковязкой нефти, включающий 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, при этом 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 (патент на изобретение RU 2486334, МПК Е21В 43/24, С09К 8/592, заявлен 12.12.2011 г., опубликован 27.06.2013 г.). Недостатками изобретения являются:
• многостадийность способа, сопровождающегося необходимостью проведения текущих анализов добываемой воды;
• использование большого числа реагентов;
• большой расход дополнительных реагентов для получения диоксида углерода непосредственно в пласте, например, для получения 1 т диоксида углерода необходимо затратить 3,2 т гидрокарбоната натрия при условии его полного разложения в пласте.
Известен способ стимулирования нефтеотдачи, включающий введение диоксида углерода в жидком состоянии в подземный пласт, содержащий сырую нефть, обеспечение возможности поглощения указанного диоксида углерода указанной сырой нефтью и поддержание противодавления в диапазоне от атмосферного до приблизительно 300 фунтов на квадратный дюйм в указанном пласте при отборе указанной сырой нефти, содержащей поглощенный в ней диоксид углерода (патент на изобретение US 4390068, МПК Е21В 43/16, Е21В 43/18, Е21В 43/34, Е21В 43/40, заявлен 03.04.1981 г., опубликован 28.06.1983 г.).
Недостатком описанного способа добычи высоковязкой нефти является то, что нефть сначала оттесняется от забоя скважины закачиваемым диоксидом углерода, а при добыче нефть меняет направление своего движения на противоположное - начинает двигаться к забою скважины. И так повторяется каждый цикл.
Кроме того, так как для закачки в пласт используется диоксид углерода с точкой росы минус 70°С, то при попадании его в пласт происходит осушка призабойной зоны за счет равновесного перехода адсорбированной влаги с поверхности каналов пласта и конденсированной влаги из пор пласта в объем газа. В работе Кашубы А.В. «Теоретическое обоснование технологии извлечения конденсата из техногенных конденсатных оторочек» [Кашуба, А.В. Теоретическое обоснование технологии извлечения конденсата из техногенных конденсатных оторочек: Дис. канд. техн. наук: - Ухта, 2011. - 160 с.] показано, что наличие остаточной воды интенсифицирует подвижность жидкой углеводородной фазы в многофазной системе, и наоборот, отсутствие остаточной воды снижает ее подвижность, а при водонасыщенности менее 5% движение углеводородной жидкости практически прекращается.
В ходе разработки заявляемого изобретения была поставлена задача повышения эффективности воздействия диоксида углерода, вводимого в нефтеносный пласт, на добычу высоковязкой нефти, обеспечение движения добываемой нефти исключительно в одном направлении - от пласта к забою скважины и исключение фактора осушки призабойной зоны скважины. Все это способствует увеличению продуктивности скважины и экономичности ее работы.
Поставленная задача решается за счет того, что способ добычи высоковязкой нефти из пластов с подошвенной водой, включает циклическую работу скважины с использованием ее как нагнетательной скважины при закачке диоксида углерода и как добывающей для отбора нефти, при этом диоксид углерода закачивают при нагнетательном режиме скважины в забойную зону ниже водонефтяного контакта, увлажняют диоксид углерода при его контакте с подошвенной водой, насыщают увлажненным диоксидом углерода вышележащий нефтяной пласт, затем отсекают подачу диоксида углерода, выдерживают пласт и переводят скважину в добывающий режим пластовой нефти, при этом направление движения пластовой нефти постоянно от пласта к забою скважины.
При подобной реализации способа добычи высоковязкой нефти создаются следующие преимущества:
• подача необходимого количества диоксида углерода через перфорацию скважины ниже водонефтяного контакта осуществляется быстрее, чем непосредственно в пласт нефтеносной породы, и при меньшем избыточном давлении, так как вода более подвижна, чем вязкая нефть и ее легче оттеснить, что позволяет сократить продолжительность обработки скважины в режиме нагнетания или понизить скорость нагнетания;
• при вводе диоксида углерода в подошвенную воду образуются пузырьки газа, в которых диоксид углерода увлажняется водой за время его подъема сквозь воду к границе раздела фаз подошвенной воды и пласта;
• при большом расходе диоксида углерода происходит сатурация подошвенной воды диоксидом углерода с образованием под кровлей пласта вокруг забойной зоны скважины слоя влагонасыщенного диоксида углерода, переходящего в слой сатурированного диоксидом углерода подошвенной воды;
• увлажненный диоксид углерода проходя в объем нефтеносного пласта не нарушает его исходной влажности и, растворяясь в нефти снижает ее вязкость, таким образом, удается устранить опасность высушивания каналов пласта, тормозящую перемещение движущейся по каналу нефти;
• при закачке диоксида углерода под водонефтяной контакт не происходит оттеснения нефти от забоя скважины и не производится осушка каналов, по которым нефть будет двигаться обратно к скважине при переводе ее в режим добывающей скважины.
Очень важным фактором интенсификации добычи нефти данным способом является то, что направление движения пластовой нефти постоянно от пласта к забою скважины: при работе скважины в режиме добычи, нефть за счет избыточного давления в пласте перемещается к забою скважины и при работе скважины в режиме нагнетания диоксида углерода происходит формирование образующегося флюида. Нефть с диоксидом углерода, так же перемещающегося в пласте к забою скважины, тогда как во всех иных известных способах ввода реагентов (например, вода, пар, диоксид углерода и др.) в пласт через нагнетательные скважины происходит по крайней мере временное оттеснение нефти формирующимся флюидом от забоя скважины в объем пласта, что неизбежно увеличивает продолжительность выдерживания пласта - не производительной стадии эксплуатации скважины.
Целесообразно работу забойной зоны скважины осуществить так, чтобы в верхней части забойной скважины использовать добывающий режим, а в нижней части - режим нагнетания, что позволяет обеспечивать цикличность работы скважины в режимах нагнетания диоксида углерода и добычи высоковязкой нефти.
Полезно отсечку подачи диоксида углерода через нагнетающую нижнюю часть забойной зоны обеспечивать продавливанием остатков диоксида углерода в водоносный слой технической водой, освобождая скважину от диоксида углерода, что не требует усложнения конструкции скважины и использования дорогостоящих реагентов.
Полезно также перевод скважины с режима нагнетания на добывающий режим обеспечивать установкой глухой пробки на пакере, разделяющем добывающую и нагнетающую части забоя скважины, что позволяет при добыче высоковязкой нефти использовать распространенное оборудование.
На фигурах 1-3 представлены схемы одного из возможных вариантов реализации заявленного способа добычи высоковязкой нефти из пластов с подошвенной водой с использованием следующих обозначений:
1 - продуктивный пласт;
2 - диоксид углерода;
3 - техническая вода;
4 - подошвенные воды;
5 - пакер;
6 - глухая пробка;
7 - насосно-компрессорные трубы;
8 - перфорация;
9 - водонефтяной контакт.
Способ добычи высоковязкой нефти из пластов с подошвенной водой реализуется следующим образом.
Вертикальная скважина проходит сквозь продуктивный пласт 1 с высоковязкой нефтью ниже водонефтяного контакта 9 и нижней частью забойной зоны вводится в подошвенную воду 4. Скважина функционирует в циклическом режиме: режим нагнетания, когда продуктивный пласт 1 обрабатывается диоксидом углерода 2 с целью снижения вязкости нефти сменяется добывающим режимом с откачкой добытой нефти, со стадией выдержки пласта, для насыщения нефти диоксидом углерода для снижения ее вязкости и повышения текучести.
При начале режима нагнетания выполняют перфорацию скважины в нижней части забойной зоны и производят закачку скважины необходимым количеством диоксидом углерода 2, который через перфорацию 8 поступает в подошвенные воды и барботирует сквозь слой подошвенной воды, увлажняясь при этом водой, частично растворяясь в подошвенной воде и поднимаясь к водонефтяному контакту 9, формируя под нижней кромкой продуктивного пласта 1 газовый слой диоксида углерода, который затем постепенно будет на стадии выдержки скважины диффундировать в продуктивный пласт. Место закачки диоксида углерода отсекают пакером 5 (фигура 1).
По завершении подачи в скважину необходимого количества диоксида углерода 2 остаток его вытесняют из скважины в подошвенную воду технической водой 3 (фигура 2), затем зону закачки отсекают установкой глухой пробки 6 в пакер 5. Насосно-компрессорные трубы 7 отсоединяют в разъединителе колонны и поднимают до кровли продуктивного пласта 1. Затем перфорируют продуктивный пласт 1. Далее скважину на стадии выдержки оставляют на пропитку продуктивного пласта 1 диоксидом углерода на заранее определенное время.
В ходе пропитки при взаимодействии нефти с диоксидом углерода 2, увеличивается проникающая способность нефти, повышается коэффициент охвата пласта и улучшается вытеснение нефти. Проникающая в нефтяной пласт вода, насыщенная диоксидом углерода, также способствует вытеснению нефти. При этом сохраняется водонасыщенность пластов, по которым движется нефть. Кроме того, при взаимодействии с диоксидом углерода, увеличивается проникающая способность нефти. Совокупность технологических приемов и физико-химических процессов приводит к повышению коэффициента охвата пласта и улучшению вытеснения нефти.
После завершения пропитки проводят освоение и вывод скважины на оптимальный добывающий режим работы скважины (фигура 3).
По мере снижения дебита скважины из-за увеличения вязкости, операционный цикл повторяют.
Для повторной закачки диоксида углерода 2 ниже водонефтяного контакта 9 спускают насосно-компрессорные трубы 7, соединяют в разъединителе колонны и извлекают глухую пробку 6 из пакера 5.
Выполнен ряд расчетных примеров для обоснования практической применимости и экономической эффективности заявляемого изобретения.
Пример 1. Рассчитана растворимость диоксида углерода в подошвенной воде при 25°С при давлениях 10 и 15 МПа по уравнению
где V - объем диоксида углерода, л, поглощенный 1 л воды;
S=1 - чистота диоксида углерода (доли);
Р - давление поступающего диоксида углерода в атм;
α - коэффициент растворимости (коэффициент абсорбции) Бунзена, соответствующий объему газа, физически растворяющегося в единице объема жидкости при давлении 1 атм, рассчитываемый при температуре системы Т (К), по зависимости
Выражение (2) применимо для чистой воды при температурах от 0 до 50°С.
При 25°С коэффициент Бунзена α для углекислого газа, вычисленный по формуле (2), составит 0,72. Следовательно, при давлении 10 МПа равновесное содержание углекислого газа в одном литре воды будет достигать 72 л/л, а при 15 МПа - 108 л/л или, соответственно, 14,1 и 21,2% масс, что свидетельствует о принципиальной возможности достижения высокого уровня насыщения подошвенной воды диоксидом углерода. Однако, при рассмотрении задачи сатурации воды диоксидом углерода, важное время имеет продолжительность контакта воды с диоксидом углерода, так как достижение равновесия требует длительного контакта двух фаз.
Пример 2. Рассчитано поглощение диоксида углерода при его барботаже сквозь слой подошвенной воды. Количество газа (моль), абсорбируемого единицей спокойной поверхности жидкости (см2) за некоторое время равно:
где А* - концентрация газа растворенного у поверхности жидкости, равновесная с составом газа в основной массе жидкости, моль/см3;
А0 - концентрация растворенного газа в основной массе жидкости, моль/см3;
DA - коэффициент диффузии углекислого газа в воде, равный 2⋅10-5 см2/с;
τ - время абсорбции, с.
Поскольку объем воды в подошвенной зоне большой, то прирост концентрации углекислого газа в массе жидкости за короткий период абсорбции незначителен и им можно пренебречь, т.е. можно принять А0=0.
Для увлажнения диоксида углерода при прохождении его сквозь подошвенную воду необходимо некоторое время для контакта реагента с водой. Принимая диаметр газового пузыря диоксида углерода равным диаметру перфорации скважины 0,002 м и позицию заглубления перфорации в слой подошвенной воды 0,5 м при плотности диоксида углерода при давлении 10 МПа 196,5 кг/м3, определяем величину расчетной скорости всплывания пузыря по формуле Стокса, составляющую 0,175 м/с, тогда продолжительность контакта пузырька диоксида углерода с водой от позиции перфорации до основания нефтеносного пласта около 3 секунд.
Величина Q, рассчитанная по (3), составляет при А*=72 л/л=0,0032 моль/см2 удельную величину растворения диоксида углерода 0,000028 моль/см2 = 12,32 г/м2 поверхности контакта воды с диоксидом углерода. Тогда при вводе в скважину в режиме нагнетания 5 т/ч (25,4 м3/ч) диоксида углерода под давлением 10 МПа через перфорацию диаметром 0,002 м, суммарная поверхность газовых пузырей диоксида углерода составит 19000 м2/ч, через которую в воду переходит в течение часа 234 кг диоксида углерода из 5000 кг, введенных в скважину. Следовательно, основная часть диоксида углерода (4766 кг/ч) проходит сквозь воду и образует газовую подушку, постепенно за период выдержки пласта диффундирующую в пласт и снижающую вязкость нефти.
Пример 3. Выполнен ориентировочный расчет обводнения диоксида углерода при его барботаже через слой подошвенной воды. В связи с отсутствием надежных методов расчета обводнения в основу расчета положен расчет испарения воды с поверхности водоема по формуле (Испарение воды [Электронный ресурс] URL: https://gidrologia.ru/publikatsii/isparenie-vody.html, дата обращения 03.04.2023 г.)
где Нисп - слой испарения в водной чаше за месяц в мм;
11,6 - коэффициент учитывающий удельную всасывающую атмосферы в мм/мб*мес;
Е1 - максимальная упругость водяных паров при заданной температуре поверхности воды в мб;
е0 - парциальное давление водяного пара в воздухе в мб;
В - коэффициент учитывающий силу ветра, B=1+0,134Vb;
VB - средняя скорость ветра в м/с (за месяц);
t - расчетное время испарения, измеряется в месяцах.
При адаптации уравнения (4) к задаче увлажнения диоксида углерода принято, что е0=0, так как влажность диоксида углерода, поступающего в скважину очень мала (точка росы диоксида углерода - минус 70°С), а В=1 в силу очень низкой скорости конвективных потоков в газовых пузырях диоксида углерода. Приняв температуру подошвенной воды 25°С, получаем максимально возможную толщину испарившегося за месяц слоя воды, равную 271,44 мм. С учетом времени контакта пузырей диоксида углерода 3 секунды (пример 2) толщина испарившейся в газовый пузырь пленки воды составит 0,012 мм. Поскольку в условиях диффузии воды в газовый пузырь диоксида углерода в реальных условиях равновесие не достигается, то для в сущности начальной стадии кинетического процесса испарения и более медленной диффузии воды в диоксид углерода по сравнению с воздухом можно принять по испаряемости воды коэффициент запаса К=0,1. Тогда при вводе в скважину в режиме нагнетания 5 т/ч (25,4 м3/ч) диоксида углерода под давлением 10 МПа через перфорацию диаметром 0,002 м суммарная поверхность газовых пузырей диоксида углерода составит 19000 м2/ч, через которую из воды в объем газовых пузырей с учетом К=0,1 перейдет в течение часа 0,023 м3 воды. Ввод 23 кг/ч воды в 4766 кг/ч (пример 2) диоксида углерода в процессе его барботажа сквозь слой подошвенной воды обеспечивает обводнение диоксида углерода, далее растворяющегося в высоковязкой нефти на уровне 0,5% масс, что препятствует высушиванию каналов продуктивного пласта, снижает вязкость и увеличивает скорость транспортировки нефти по каналам в призабойную область скважины.
Пример 4. Обработаны результаты лабораторных и промышленных данных по зависимости снижения вязкости высоковязких нефтей в диапазоне 1150-150 сПз от содержания в нефти диоксида углерода в пределах 5-40% (фигура 4). Обработка массива данных показала, что для широкого диапазона исходной вязкости нефти и содержания в ней диоксида углерода рассмотренная зависимость коэффициента снижения вязкости нефти относительно исходной вязкости нефти КСВ при растворении в ней диоксида углерода изменяется в несколько раз и может быть описана уравнением
где КСВ - коэффициент снижения вязкости высоковязкой нефти, единицы;
С - концентрация диоксида углерода в нефти, %.
Полученное уравнение может быть использовано при управлении работой скважины.
Пример 5. Рассчитано изменение режима течения высоковязкой нефти в результате введения в нефть диоксида углерода при допущении, что перепад давления между давлением в пласте и добывающей скважины одинаков и для исходной высоковязкой нефти, и для обработанной диоксидом углерода нефти. Величина перепада давления при движении нефти по капилляру пласта к забойной зоне скважины для ламинарного режима течения нефти рассчитывалась по уравнению Дарси-Вейсбаха:
где ΔР - перепад давления, Па;
η - вязкость по тока нефти, сПз;
L и d - соответственно длина и диаметр капилляра, по которому движется нефть, м;
w - скорость движения нефти по капилляру, м/с;
ρ - плотность нефти, кг/м3.
С учетом того, что L1=L2 и d1=d2, а плотность высоковязкой нефти незначительно отличается от нефти с растворенным диоксидом углерода p1 ≈ р2 можно записать
Откуда
Тогда, например, при подаче диоксида в расчете на высоковязкую нефть 20%, можно рассчитать по уравнению (5) из примера 4 величину КСВ, равную 5,4. Следовательно при увеличении скорости перемещения нефти к забойной зоне скважины в 5,4 раза, добыча нефти из скважины увеличится в 5,4 раз и если при добыче нефти из вертикальной скважины без обработки ее выработка составляла 2 т/сутки, то за счет использования увлажненного диоксида углерода можно получить дополнительно 8,8 т/сутки нефти. Для получения дополнительной нефти на стадии функционирования скважины в режиме нагнетания, следовало ввести в скважину 2,16 т диоксида углерода. При оптовой цене жидкого диоксида углерода 14800 руб/т, затраты на реагент составят около 32000 руб, а дополнительная добыча нефти при ее цене 20000 руб/т даст 176000 руб. Таким образом, экономическая эффективность работы скважины по заявляемому изобретению составит 144000 руб/сут на стадии операционного цикла
Компоновка подземного оборудования добывающей скважины позволяет выполнять вышеописанные работы неоднократно. Для повторной закачки диоксида углерода ниже водонефтяного контакта спускают насосно-компрессорные трубы, соединяют в разделителе колонн и извлекают глухую пробку из пакера.
Таким образом, заявляемое изобретение решает задачу повышения эффективности воздействия диоксида углерода, вводимого в нефтеносный пласт, на добычу высоковязкой нефти, исключения фактора осушки призабойной зоны скважины, увеличения продуктивности и экономичности ее работы.
Claims (4)
1. Способ добычи высоковязкой нефти из пластов с подошвенной водой, включающий циклическую работу скважины с использованием ее как нагнетательной скважины при закачке диоксида углерода и как добывающей для отбора нефти, отличающийся тем, что диоксид углерода закачивают при нагнетательном режиме скважины в забойную зону ниже водонефтяного контакта, увлажняют диоксид углерода при его контакте с подошвенной водой, насыщают увлажненным диоксидом углерода вышележащий нефтяной пласт, затем отсекают подачу диоксида углерода, выдерживают пласт и переводят скважину в добывающий режим пластовой нефти, при этом направление движения пластовой нефти постоянно от пласта к забою скважины.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в верхней части забойной зоны скважины используют добывающий режим, а в нижней части – режим нагнетания.
3. Способ по пп. 1 и 2, отличающийся тем, что отсечку подачи диоксида углерода через нагнетающую нижнюю часть забойной зоны обеспечивают продавливанием остатков диоксида углерода в водоносный слой технической водой, освобождая ствол скважины от диоксида углерода.
4. Способ по пп. 1 и 2, отличающийся тем, что перевод скважины с режима нагнетания на добывающий режим обеспечивают установкой глухой пробки на пакере, разделяющем добывающую и нагнетающую части забойной зоны.
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2808255C1 true RU2808255C1 (ru) | 2023-11-28 |
Family
ID=
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3841406A (en) * | 1972-05-17 | 1974-10-15 | Texaco Inc | Single well oil recovery method using carbon dioxide |
US4250965A (en) * | 1979-03-16 | 1981-02-17 | Wiseman Jr Ben W | Well treating method |
US4390068A (en) * | 1981-04-03 | 1983-06-28 | Champlin Petroleum Company | Carbon dioxide stimulated oil recovery process |
RU2514076C2 (ru) * | 2011-03-03 | 2014-04-27 | Галадигма ЛЛС | Способ утилизации диоксида углерода в водоносном пласте |
RU2599675C1 (ru) * | 2015-08-28 | 2016-10-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки пласта с высоковязкой нефтью |
RU2671880C1 (ru) * | 2017-05-18 | 2018-11-07 | Владимир Георгиевич Кирячек | Способ добычи углеводородов из нефтекерогеносодержащих пластов и технологический комплекс для его осуществления |
RU2745489C1 (ru) * | 2020-10-12 | 2021-03-25 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" | Способ газоциклической закачки смеси диоксида углерода с попутным нефтяным газом при сверхкритических условиях в нефтедобывающую скважину |
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3841406A (en) * | 1972-05-17 | 1974-10-15 | Texaco Inc | Single well oil recovery method using carbon dioxide |
US4250965A (en) * | 1979-03-16 | 1981-02-17 | Wiseman Jr Ben W | Well treating method |
US4390068A (en) * | 1981-04-03 | 1983-06-28 | Champlin Petroleum Company | Carbon dioxide stimulated oil recovery process |
RU2514076C2 (ru) * | 2011-03-03 | 2014-04-27 | Галадигма ЛЛС | Способ утилизации диоксида углерода в водоносном пласте |
RU2599675C1 (ru) * | 2015-08-28 | 2016-10-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки пласта с высоковязкой нефтью |
RU2671880C1 (ru) * | 2017-05-18 | 2018-11-07 | Владимир Георгиевич Кирячек | Способ добычи углеводородов из нефтекерогеносодержащих пластов и технологический комплекс для его осуществления |
RU2745489C1 (ru) * | 2020-10-12 | 2021-03-25 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" | Способ газоциклической закачки смеси диоксида углерода с попутным нефтяным газом при сверхкритических условиях в нефтедобывающую скважину |
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
ХРОМЫХ Л.Н. и др. Применение углекислого газа в процессах повышения нефтеотдачи пластов // Вестник Евразийской науки, 2018, N5. * |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
Butler et al. | Theoretical studies on the gravity drainage of heavy oil during in‐situ steam heating | |
US8235110B2 (en) | Preconditioning an oilfield reservoir | |
US2910123A (en) | Method of recovering petroleum | |
Koch Jr et al. | Miscible slug process | |
RU2387812C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с водонефтяными зонами | |
US20120292025A1 (en) | Systems and methods for producing oil and/or gas | |
RU2463445C2 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа | |
Guo et al. | Microscopic transport and phase behaviors of CO2 injection in heterogeneous formations using microfluidics | |
Seyyedsar et al. | Visualization observation of formation of a new oil phase during immiscible dense CO2 injection in porous media | |
RU2478164C1 (ru) | Способ разработки залежи нефти, расположенной над газовой залежью и отделенной от нее непроницаемым пропластком | |
Wang et al. | A Case Study on Simulation of In–Situ CO2 Huff–‘n’–Puff Process | |
Trivedi et al. | Efficiency of diffusion controlled miscible displacement in fractured porous media | |
Drozdov | Filtration studies on cores and sand packed tubes from the Urengoy field for determining the efficiency of simultaneous water and gas injection on formation when extracting condensate from low-pressure reservoirs and oil from oil rims | |
RU2808255C1 (ru) | Способ добычи высоковязкой нефти из пластов с наличием подошвенной воды | |
Scerbacova et al. | Water-and surfactant-based huff-n-puff injection into unconventional liquid hydrocarbon reservoirs: Experimental and modeling study | |
Hofmann et al. | Calculation method for determining the gas flow rate needed for liquid removal from the bottom of the wellbore | |
Turta et al. | Toe-to-heel waterflooding. Part Ll: 3D laboratory-test results | |
RU2066744C1 (ru) | Способ интенсификации добычи нефти | |
Smirnov et al. | Innovative methods of enhanced oil recovery | |
RU2606740C1 (ru) | Способ разработки нефтяной оторочки и подгазовой зоны сложно построенных залежей | |
Robinson et al. | A caustic steamflood pilot-kern river field | |
Gorelkina et al. | Waterflooding, water-gas method and generation of carbon dioxide in the reservoir–methods of enhanced oil recovery and technology development | |
RU2459070C1 (ru) | Способ разработки обводненной нефтяной залежи на поздней стадии | |
Kristensen et al. | Laboratory evaluation and field tests of a silicate gel system intended for use under North Sea conditions | |
EP2904066B1 (en) | A method for recovering oil |