Патент на изобретение №2349743

(54) СПОСОБ ДОБЫЧИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ ИЗ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

(57) Реферат:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяных месторождений, а именно залежей высоковязких нефтей и битумов в плотных карбонатных коллекторах с использованием физико-химических методов воздействия. В способе добычи высоковязкой нефти перед нагнетанием вытесняющего агента в карбонатный коллектор закачивают насыщенный водный раствор нашатыря в объеме 0,08 порового объема, затем буферную жидкость – 5%-ный раствор хлорида натрия в объеме, равном 2-3 м по высоте насосно-компрессорных труб, после чего подают 35-40%-ный водный раствор формалина в объеме 0,07 порового объема, после него нагнетают раствор катализатора – гидрооксида натрия или гидроксида калия в размере 7% от объема предварительно поданной жидкости, который продавливают в коллектор с помощью ацетатного буфера в объеме, равном 2-3 м по высоте насосно-компрессорных труб, затем подают 30%-ную перекись водорода в объеме 0,1 порового объема, ацетатный буфер в объеме, равном 2-3 м по высоте насосно-компрессорных труб, затем 5%-ный раствор марганца в качестве катализатора перекиси водорода, нагнетаемый в пласт вытесняющим агентом, подаваемым в объеме, равном одному объему насосно-компрессорных труб, выдерживают и возобновляют нагнетание вытесняющего агента с одновременным отбором нефти по добывающим скважинам. Технический результат – повышение эффективности способа.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяных месторождений, а именно залежей высоковязких нефтей и битумов в плотных карбонатных коллекторах с использованием физико-химических методов воздействия.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума (патент РФ №2286445, МПК Е21В 43/24, опубл. 2006.10.27). При разработке залежи высоковязкой нефти или битума ведут бурение горизонтальных скважин с размещением нагнетательных горизонтальных скважин выше добывающих горизонтальных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные горизонтальные скважины и отбор пластовых флюидов через добывающие горизонтальные скважины. Для разработки залежи принимают залежь с карбонатным коллектором. Добывающие горизонтальные скважины размещают перпендикулярно направлению естественной трещиноватости карбонатного коллектора. Горизонтальные нагнетательные скважины бурят из вертикальных скважин, располагаемых над горизонтальными стволами добывающих скважин. Причем горизонтальные стволы нагнетательных скважин бурят размыванием горной породы под давлением флюида с образованием тонких каналов диаметром 30-70 мм. Тонкие каналы выполняют разной длины с преимущественным размещением более длинных каналов в направлении, близком к направлению, перпендикулярному направлению естественной трещиноватости карбонатного коллектора, а менее длинные каналы преимущественно размещают в направлении естественной трещиноватости карбонатного коллектора. Недостатком данного способа является низкая эффективность, связанная с недостаточно эффективным воздействием на плотный карбонатный коллектор и узкая область применения.

Известен способ разработки нефтяного месторождения с карбонатными коллекторами низкой продуктивности (патент РФ №2227207, МПК Е21В 43/20, опубл. 2002.06.19). Сущность изобретения: по способу в кусте располагают эксплуатационные, нагнетательные и водозаборные скважины. Площадное размещение скважин проводят по равномерной треугольной сетке 400×400 м. Закачку рабочего агента через нагнетательные скважины осуществляют по семиточечной схеме в циклическом режиме. В качестве рабочего агента используют высокоминерализованную, термальную, пластовую воду нижележащих горизонтов. Давление нагнетания выдерживают 0,6 горного. На устье нагнетательных скважин давление выдерживают 3,0-6,0 МПа. Забор и нагнетание пластовой воды осуществляют электропогружными насосами в циклическом режиме с периодической закачкой в пласт микробиологической композиции на основе сухого активного ила. По мере обводнения эксплуатационных скважин довыработку запасов нефти в межскважинном пространстве осуществляют путем бурения дополнительных боковых стволов из обводнившихся скважин. Недостатком данного способа является недостаточное воздействие на плотный карбонатный коллектор и агрессивность подаваемых по скважине реагентов, что приводит к высокому коррозионному износу насосно-компрессорных труб.

Известен способ обработки карбонатных коллекторов, принятый за прототип (патент РФ №2094604, МПК Е21В 43/27, опубл. 1997.10.27). Сущность изобретения: вводят 15%-ную соляную кислоту в алюмосодержащую композицию в соотношении 1:30, что приводит к увеличению времени начала взаимодействия с карбонатной породой за счет торможения реакции гидролиза алюмохлорида и снижает возможность гелеобразования в 1,5-4,2 раза, в результате чего увеличивается радиус обработки пласта в 4-10 раз по сравнению с обычными кислотными обработками. Недостатком данного способа является недостаточное воздействие на плотный карбонатный коллектор и агрессивность подаваемых по скважине реагентов, что приводит к высокому коррозионному износу насосно-компрессорных труб.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности способа за счет использования комплексного термогазодинамического воздействия на плотный карбонатный коллектор с использованием низкоагрессивных реагентов для предотвращения преждевременного коррозионного износа насосно-компрессорных труб.

Технический результат достигается тем, что в способе добычи высоковязкой нефти из карбонатных коллекторов, включающем бурение нагнетательных и добывающих скважин с поверхности по определенной сетке, монтаж в них насосно-компрессорных труб, нагнетание вытесняющего агента и отбор нефти по добывающим скважинам, согласно изобретению перед нагнетанием вытесняющего агента в карбонатный коллектор закачивают насыщенный водный раствор нашатыря в объеме 0,08 порового объема, затем буферную жидкость – 5%-й раствор хлорида натрия в объеме, равном 2-3 м по высоте насосно-компрессорных труб, после чего подают 35-40%-ный водный раствор формалина в объеме 0,07 порового объема, после него нагнетают раствор катализатора – гидрооксида натрия или гидроксида калия, в размере 7% от объема предварительно поданной жидкости, который продавливают в коллектор с помощью ацетатного буфера в объеме, равном 2-3 м по высоте насосно-компрессорных труб, затем подают 30%-ную перекись водорода, в объеме 0,1 порового объема, ацетатный буфер в объеме, равном 2-3 м по высоте насосно-компрессорных труб, затем 5%-ный раствор марганца в качестве катализатора перекиси водорода, нагнетаемый в пласт вытесняющим агентом, подаваемым в объеме, равном одному объему насосно-компрессорных труб, выдерживают и возобновляют нагнетание вытесняющего агента с одновременным отбором нефти по добывающим скважинам.

Применение предлагаемого способа по сравнению с прототипом позволит повысить его эффективность за счет использования комплексного термогазодинамического воздействия на плотный карбонатный коллектор с использованием низкоагрессивных реагентов для предотвращения преждевременного коррозионного износа насосно-компрессорных труб.

При используемых термических технологиях отработки нефти из плотных карбонатных коллекторов установлены следующие предельные величины извлечения высоковязкой нефти: при паротепловом воздействии и внутрипластовом горении – 0,3 д.ед.; при пароциклических обработках призабойных зон скважин – 0,5 д.ед. При разработке вязких тяжелых нефтей в плотных карбонатных коллекторах нефтеотдача на естественных режимах не превышает 0,08-0,12 д.ед. При использовании предлагаемого способа добычи нефти из плотных карбонатных коллекторов с использованием термогазодинамического воздействия эта величина может быть увеличена до 0,7-0,8 д.ед. Основные компоненты высоковязкой нефти – парафины, смолы и асфальтены – обладают высокой вязкостью, кристаллизацией и способностью “выпадения” (конденсации) при температурах 25-30°С. Это приводит к ухудшению фильтрации и снижению нефтеотдачи. Коэффициент затухания фильтрации тяжелых парафинистых нефтей составляет: при 60°С – 1; при 45°С – 2,1; при 30°С -2,5; при 15°С – 5. Коэффициент затухания фильтрации обратим и с повышением температуры повышается и при t=60-65°C для большинства нефтей исчезает.

Для воздействия на призабойную зону пласта в породах, содержащих более чем 20% карбонатов или в песчаных породах с цементирующим материалом, состоящим из карбонатов кальция или магния, широко используют кислоты, основной из которых является HCl. Соляная кислота обладает высокой коррозионной активностью и поражает практически все металлы, входящие в конструкцию наземного и подземного оборудования при проведении операции обработки. Для снижения коррозионной активности соляной кислоты применяют различные ингибиторы, однако их использование не решает всех проблемных вопросов по предотвращению коррозии, особенно при стимулировании глубоких скважин. Для повышения эффективности и безопасности работ с одновременной интенсификацией добычи нефти целесообразно генерировать соляную кислоту непосредственно в коллекторе.

Способ образования в коллекторе соляной кислоты заключается в нагнетании в него водных растворов нашатыря и формалина:

4NH₄Cl+6НСНОC₆H₁₂N₄+4HCl+6Н₂O

Для предотвращения реакции образовавшейся соляной кислоты с образовавшимся гексаметилентетрамином (C₆H₁₂N₄) необходимо использовать избыточное количество нашатыря.

Нашатырь – NH₄Cl, бесцветные кристаллы. Азотное удобрение (до 25% N) для нейтральных и щелочных почв под культуры, слабо реагирующие на избыток хлора (сахарная свекла, рис, кукуруза). Применяют также в производстве сухих гальванических элементов, при паянии и лужении, в медицине, как дымообразователь. Для получения водного раствора нашатыря можно использовать хлорид аммония, находящийся в твердом кристаллическом виде. Хлорид аммония легко растворим в воде, при 20°С насыщенный раствор содержит 37 г нашатыря на 100 см³ воды.

Формалин – водный раствор, содержащий 37-40% формальдегида и 6-15% метилового спирта (стабилизатор). При хранении мутнеет, т.к. выпадает белый осадок (параформальдегид). Источник формальдегида дезинфицирующее и дезодорирующее средство; раствор для приготовления анатомических препаратов и дубления кож. Формалин, необходимый для осуществления способа, находится в виде водного раствора с концентрацией 35-40%.

При использовании предлагаемого способа происходит одновременное наложение эффектов термодинамического и гидродинамического воздействия (термогазодинамического воздействия). Известно, что при температуре обжига 800-1000°С карбонатные породы претерпевают существенные физические и химические изменения. Происходит увеличение пористости и проницаемости коллектора. Пористость повышается в несколько раз, а проницаемость увеличивается на порядок и выше (по данным термической обработки артинского яруса Пермских отложений Башкирии). При высокотемпературном воздействии из 1 м³ карбонатной породы может выделиться до 800-1000 кг CO₂. При этом выделившийся объем CO₂ вызывает значительный прирост нефтеотдачи коллектора. Реакция разложения СаСО₃ происходит при температуре 649-815°С:

СаСО₃СаО+СО₂

При верхнем пределе образец превращается в СаО. Таким образом карбонатный коллектор может стать непрочным при воздействии высоких температур. По данным исследований отечественных и зарубежных авторов характеристики CO₂ при высоких температурах изменяются:

– масса исследованных образцов уменьшается на 20-40%. Это связано с усадкой (спеканием) примесей глины с испарением гидратной воды;

– эффективная пористость образцов увеличивается на 140-160%;

– проницаемость образца значительно повышается: от 120 до 220 мД ˜90%; от 30 до 107 мД ˜250%.

При проведении экспериментов порода изменялась от твердой, хорошо сцементированной до относительно непрочной. Отсутствие сцементированности связано с выжиганием глины и свободного углерода.

При применении предлагаемого способа, помимо вышеописанных процессов, увеличивается упругий запас энергии за счет проявления газонапорного эффекта. Растворение СО₂ в нефти приводит к снижению ее вязкости. Положительный аспект изменения газового равновесия – объемное расширение нефти. При нагревании плотного карбонатного коллектора происходит тепловое расширение пластовых жидкостей и снижение их вязкости. Капиллярные силы – основная причина, удерживающая нефть в неоднородной пористой среде (коллекторе). Они обуславливают остаточную нефтенасыщенность, а при повышенной водонасыщенности призабойной зоны препятствуют притоку нефти. При повышении температуры капиллярные процессы практически устраняются за счет снижения вязкости и снижения межфазного натяжения до 0,01 мН/м, что позволяет обеспечить практически полное вытеснение нефти.

В плотном карбонатном коллекторе по мере подачи реагентов происходят реакции следующего вида, сопровождающиеся образованием непосредственно в нем соляной кислоты:

4NH₄Cl+6НСНОC₆H₁₂N₄+4HCl+6Н₂O

Для получения 1 моля HCl надо:

– NH₄Cl – 1 моль;

– НСНО – 1,5 моля.

Для получения 1 кмоля HCl надо:

– NH₄Cl – 1 кмоль или 53,5 кг, т.к молярная масса NH₄Cl равна 53,5 г/моль;

– НСНО – 1,5 кмоля или 45,045 кг, т.к молярная масса НСНО равна 30,03 г/моль или в объемных единицах 33,6 м³ (при нормальных условиях).

В результате реакции 4NH₄Cl+6НСНОC₆H₁₂N₄+4НСд+6Н₂О при реагировании 53,5 кг NH₄Cl и 45,045 кг НСНО в карбонатном коллекторе образуется 71 кг соляной кислоты HCl.

Способ добычи высоковязкой нефти из карбонатных коллекторов осуществляют следующим образом. Бурят с поверхности нагнетательные и добывающие скважины в карбонатный коллектор по определенной сетке, определяемой, в основном, геологическим строением коллектора. Монтируют в скважинах насосно-компрессорные трубы. Перед закачкой вытесняющего агента, например воды, по составу близкой пластовой, в карбонатный коллектор закачивают нашатырь в размере 0,08 порового объема. Нашатырь служит реагентом для образования соляной кислоты в коллекторе. Закачка его в объеме 0,08 от порового позволяет провести наиболее эффективную реакцию образования HCl в коллекторе. Затем в скважину подают буферную жидкость – 5%-ный раствор хлорида натрия в размере, равном 2-3 м по высоте насосно-компрессорных труб. Объем закачки буферной жидкости зависит от площади внутреннего сечения насосно-компрессорных труб. Например, при площади внутреннего сечения насосно-компрессорных труб 0,1 м² объем закачки будет соответственно составлять 0,2-0,3 м³. Буферная жидкость служит для отделения нашатыря от раствора формалина и предотвращения их реагирования непосредственно в насосно-компрессорных трубах. Закачка 5%-ного раствора хлорида натрия в размере 2-3 м по высоте насосно-компрессорных труб позволяет гарантировать предварительную “промывку” насосно-компрессорных труб перед прохождением формалина. Затем подают 35-40%-ный водный раствор формалина в размере 0,07 порового объема. Формалин является реагентом для образования соляной кислоты, закачка его в объеме 0,07 от порового объема позволяет осуществить наиболее полную реакцию. После него нагнетают раствор катализатора – гидрооксида натрия или гидроксида калия, в размере 7% от объема поданной жидкости. Катализатор необходим для повышения температуры реакции при подаче перекиси водорода. Закачка его в объеме 7% от объема поданной жидкости позволяет обеспечить наиболее эффективную температуру реакции. Катализатор подают с помощью ацетатного буфера, необходимого для отделения катализатора от перекиси водорода, в размере, равном 2-3 м по высоте насосно-компрессорных труб, что позволит обеспечить отсутствие реакции непосредственно в насосно-компрессорных трубах. Объем закачки ацетатного буфера зависит от площади внутреннего сечения насосно-компрессорных труб. Например, при площади внутреннего сечения насосно-компрессорных труб 0,1 м² объем закачки будет соответственно составлять 0,2-0,3 м³. Затем подают 30%-ную перекись водорода, в размере 0,1 порового объема. Перекись водорода – H₂O₂, бесцветная вязкая жидкость; плотность 1,45 г/см³, t_пл=0,41°С, t_кип=150,2°С. Легко разлагается на воду и кислород. Применяют как окислитель, инициатор полимеризации, для отбеливания волос, меха, шелка, в медицине как антисептическое, кровоостанавливающее и дезодорирующее средство. Выпускается в виде 30-90%-ных водных растворов (30%-ный раствор называют пергидролем). Использование пергидроля позволит повысить безопасность операций способа. Подача в размере 0,1 порового объема позволит вовлечь в обработку оставшийся поровый объем плотного карбонатного коллектора. Основные преимущества использования 30%-ной перекиси водорода заключаются в следующем: 1) Отсутствуют тепловые потери на поверхности и в скважинах, особенно в горизонтальных ствола скважин с большой протяженностью; 2) Большая часть тепла распространяется путем теплопередачи. При использовании 30%-ной перекиси водорода можно создать температуру не менее 550°С, что позволяет обеспечить усадку глин, разрушить карбонаты и испарить эмульсии; 3) В циклах обработки используется предшествующий нагрев, поэтому при многостадийной обработке теряется незначительная часть тепла; 4) В случае горизонтальных скважин стимуляция перекисью водорода – единственный возможный способ термической обработки данных горизонтальных участков. Затем подают ацетатный буфер, необходимый для разделения катализатора и перекиси водорода, в размере, равном 2-3 м по высоте насосно-компрессорных труб, что позволит обеспечить отсутствие реакции непосредственно в насосно-компрессорных трубах. Объем закачки ацетатного буфера зависит от площади внутреннего сечения насосно-компрессорных труб. Например, при площади внутреннего сечения насосно-компрессорных труб 0,1 м² объем закачки будет соответственно составлять 0,2-0,3 м³. Затем подают 5%-ный раствор марганца в качестве катализатора, нагнетаемый в пласт продавочной жидкостью, подаваемой в размере, равном одному объему насосно-компрессорных труб. После выдержки возобновляют нагнетание вытесняющего агента (воды) с одновременным отбором нефти по добывающим скважинам. Время выдержки зависит от объема закачанных реагентов и может лежать в пределах от нескольких часов до нескольких суток.

Применение данного способа добычи высоковязкой нефти из карбонатных коллекторов обеспечивает следующие преимущества:

– обеспечение стабильной подвижности нефти в плотном карбонатном коллекторе за счет комплексного термогазодинамического воздействия;

– снижение коррозионного износа насосно-компрессорных труб.

Формула изобретения

Способ добычи высоковязкой нефти из карбонатных коллекторов, включающий бурение нагнетательных и добывающих скважин с поверхности по определенной сетке, монтаж в них насосно-компрессорных труб, нагнетание вытесняющего агента и отбор нефти по добывающим скважинам, отличающийся тем, что перед нагнетанием вытесняющего агента в карбонатный коллектор закачивают насыщенный водный раствор нашатыря в объеме 0,08 порового объема, затем буферную жидкость – 5%-ный раствор хлорида натрия в объеме, равном 2-3 м по высоте насосно-компрессорных труб, после чего подают 35-40%-ный водный раствор формалина в объеме 0,07 порового объема, после него нагнетают раствор катализатора – гидроксида натрия или гидроксида калия в размере 7% от объема предварительно поданной жидкости, который продавливают в коллектор с помощью ацетатного буфера в объеме, равном 2-3 м по высоте насосно-компрессорных труб, затем подают 30%-ную перекись водорода в объеме 0,1 порового объема, ацетатный буфер в объеме, равном 2-3 м по высоте насосно-компрессорных труб, затем 5%-ный раствор марганца в качестве катализатора перекиси водорода, нагнетаемый в пласт вытесняющим агентом, подаваемым в объеме, равном одному объему насосно-компрессорных труб, выдерживают и возобновляют нагнетание вытесняющего агента с одновременным отбором нефти по добывающим скважинам.