|
(21), (22) Заявка: 99110248/03, 13.05.1999
(24) Дата начала отсчета срока действия патента:
13.05.1999
(45) Опубликовано: 20.08.2001
(56) Список документов, цитированных в отчете о поиске:
RU 2114988 C1, 10.07.1998. SU 464555 А1, 10.12.1990. SU 1704098 А1, 23.02.1992. RU 2021495 С1, 15.10.1994. RU 2030568 C1, 10.03.1995. US 5020595 A, 04.06.1991. US 3938590 A, 17.02.1976. US 4237017 A, 02.12.1980. US 4565249 A, 21.01.1986.
Адрес для переписки:
423200, Республика Татарстан, г. Бугульма, ул. М. Джалиля, 32, “ТатНИПИнефть”, Сектор ПЛИИР
|
(71) Заявитель(и):
Открытое акционерное общество “Татнефть” Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти
(72) Автор(ы):
Дияшев Р.Н., Саттарова Ф.М., Волков Ю.В., Мазитов К.Г., Нуриахметов Л.Г.
(73) Патентообладатель(и):
Открытое акционерное общество “Татнефть” Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти
|
(54) СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ ТЯЖЕЛЫХ НЕФТЕЙ И БИТУМОВ С ПРИМЕНЕНИЕМ ПАРА
(57) Реферат:
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки залежей нефти путем теплового воздействия. Способ разработки залежей тяжелых нефтей и битумов путем закачки в нагнетательную скважину пара, полученного из раствора углекислого или двууглекислого аммония при соотношении: углекислый или двууглекислый аммоний 0,08 – 0,10 мас. %, вода – остальное, с последующим отбором продукции через добывающую скважину. Технический результат: равномерное увеличение нефтеотдачи пласта, низкая коррозионная активность и пониженная стабильность водонефтяной эмульсии в течение всего периода эксплуатации скважины. 1 табл.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к способам разработки залежей нефти путем теплового воздействия.
Известен способ разработки нефтяной залежи, заключающийся в том, что при вытеснении нефти паром в него добавляют углекислый газ [1]. Влияние добавки углекислого газа (CO2) в пар в известном способе оценено на основании лабораторных исследований, проведенных на образцах уплотненного песка, насыщенного нефтью из залежей месторождения Уэст-Сак (Аляска). В результате исследований установлено, что эти добавки увеличивают извлечение нефти на 14,8%. Основной эффект от введения добавок связан с уменьшением вязкости и плотности нефти при нагревании и растворении в ней углекислого газа.
Недостатком является то, что применение известного способа в промысловых условиях требует больших затрат, связанных с получением, транспортировкой и подачей CO2 в нагнетательную скважину. Кроме того, закачка CO2 совместно с паром не предотвращают выщелачивания сульфитно-сульфидных соединений, следовательно, не понижает коррозионной активности оборудования.
Наиболее близким к предлагаемому является способ разработки углеводородных залежей с применением газов газификации угольных пластов [2], заключающийся в том, что две залежи разрабатываются совместно и газы газификации угольного пласта применяются для генерирования пара, который закачивается во вторую нефтяную залежь, причем до закачки пара в эту залежь закачивают насыщенный раствор одной из углекислых или двууглекислых солей щелочных металлов или аммония.
Объем закачиваемого раствора (V, м3) рассчитывали по формуле: V = R2hKПKНKВыт, где = 3,14; R – радиус зоны закачки оторочки, м (экспериментально установлено, что R = (0,08 – 0,1) L, где L – расстояние между нагнетательной и добывающей скважинами; h – эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м; КП – коэффициент пористости, доли ед.; КН – коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.; КВыт – коэффициент нефтевытеснения, доли ед.
В результате закачки раствора одной из солей аммония происходит понижение коррозионной активности добываемой продукции и снижение стабильности водонефтяной эмульсии. Это достигается за счет того, что при повышении температуры соли разлагаются с выделением углекислого газа, который, растворясь в нефти, понижает ее вязкость и плотность. Раствор щелочных металлов или аммония создает оторочку щелочной среды, которая понижает коррозионную активность и нейтрализует кислую среду, тем самым понижает стабильность водонефтяной эмульсии. В результате коэффициент нефтеизвлечения увеличивается на 6-7%, скорость коррозии понижается в 6 раз, расход деэмульгатора понижается на 10-15%.
Однако эффект от закачки растворов реагента проявляется неравномерно: наибольший отмечается в начале разработки, а в дальнейшем постепенно понижается за счет вытеснения из пласта паром газов термического разложения реагента.
Целью предлагаемого способа является равномерное и стабильное повышение нефтеотдачи пласта, понижение коррозионной активности и снижение стабильности водонефтяной эмульсии в течение всего периода эксплуатации скважины с применением пара для вытеснения нефти.
Поставленная цель достигается способом разработки залежей тяжелых нефтей и битумов, включающим закачку раствора химического реагента и пара в нагнетательную скважину и отбор продукции через добывающую скважину.
Новым является то, что пар для закачки в пласт получают из раствора химического реагента, например, углекислых и двууглекислых солей аммония, при следующем соотношении компонентов, вес.%: Углекислый аммоний – 0,08 -0,10; Вода – Остальное При получении пара из раствора углекислых и двууглекислых солей аммония происходит их разложение при температуре 60 и 36oC, соответственно образуя при этом углекислый газ и аммиак, т.е. закачиваемый пар будет постоянно ими обогащен, способствуя при этом снижению стабильности водонефтяной эмульсии, повышению нефтеотдачи и понижению коррозионной активности добываемой продукции скважин.
Опыты по определению эффективности способа по прототипу и по предлагаемому способу проводились в сопоставимых условиях на специальной установке, состоящей из модели пласта и приспособлений, предназначенных для охлаждения, сепарации, сбора и замера нефти и воды.
Модель пласта представляла собой цилиндрическую трубку с внутренним диаметром 2,8 см и длиной 47,5 см, площадь поперечного сечения равнялась 6,2 см2, объем 292,3 см3. Выполнение работ было максимально приближено к промысловым условиям. Модель набивалась песчаником, отобранным на Мордово-Кармальском месторождении, с остаточной нефтенасыщенностью 14,5%. Для определения объема пор применяли пластовую воду того же месторождения. Модель была насыщена нефтью также Мордово-Кармальского месторождения. Проницаемость по воде составила 5,0 Дарси. Общая нефтенасыщенность составила 0,81. После окончательной подготовки модели к работе приступили к лабораторным испытаниям. Было проведено 4 опыта по 4 этапа в каждом.
Опыт 1. Испытывали известный способ разработки углеводородных залежей с применением газов газификации угольных пластов. В приготовленную модель с объемом пор 110 см3 до закачки пара был закачан насыщенный раствор углекислого аммония в количестве 5 см5. После закачки раствора реагента приступили к закачке пара, полученного из 1000 см3 воды. В период закачки раствора и пара происходило вытеснение из модели жидкости. Температура установилась на уровне 130oC. В процессе опыта было отобрано 1050 см3 жидкости, в том числе 70 см нефти. Исследованы физико-химические свойства вытесненных проб воды. Во всех исследованных пробах содержатся сульфидно-сульфитные соединения серы. Результаты анализов приведены в таблице.
При проведении опыта с применением известного способа реакция среды в пробах воды постепенно понижается с pH 9,4 до pH 7,4. Количество аммиака максимально в первой пробе, затем содержание его уменьшается в 10 и более раз. Скорость коррозии с уменьшением содержания в пробах аммиака увеличивается в 2-2,5 раза.
Опыт 2. Испытывался предлагаемый способ разработки залежи тяжелых нефтей и битумов с применением пара, полученного из раствора химического реагента. Модель была приготовлена аналогично с опытом N 1. Объем пор составил 103 см3, общая нефтенасыщенность 0,81. Для вытеснения нефти использовали пар, полученный из раствора, содержащего 997 мл воды и 3 мл насыщенного раствора углекислого аммония (вес. % – 0,06). Во время опыта получено 1012 см3 жидкости, в том числе 63 см3 нефти, по сравнению с опытом N 1 на 7 см3 меньше, что составляет 8,4% от исходного содержания нефти. Реакция среды во всех пробах нейтральная. Содержатся ионы аммония. Скорость коррозии составляет 0,015 – 0,018 г/м2 ч.
Опыт 3. Испытывался так же предлагаемый способ разработки залежи тяжелых нефтей и битумов с применением пара, полученного из раствора химического реагента. Модель была приготовлена аналогично с опытом N 1. Объем пор составил 102 см3. Общая нефтенасыщенность – 0,80. Для вытеснения нефти использовали пар, полученный из раствора, содержащего 996 мл воды и 4 мл насыщенного раствора углекислого аммония (вес.% – 0,08). Во время опыта получено 1018 мл жидкости, в том числе 76 см3 нефти, по сравнению с опытом N 1 на 6 см3 больше, что составляет 7,3% от исходного содержания нефти. Реакция среды в отобранных пробах воды щелочная (pH 8,7-9,1). Во всех пробах присутствуют ионы аммония. Скорость коррозии низкая, составляет 0,003 – 0,005 г/см2 ч. По сравнению с опытом N 2 скорость коррозии понизилась в 4-5 раз.
Опыт 4. Испытывался так же предлагаемый способ разработки залежи тяжелых нефтей и битумов с применением пара, полученного из раствора солей химического реагента. Модель была приготовлена аналогично с опытом N 1. Объем пор составил 104 см3, общая нефтенасыщенность – 0,82. Для вытеснения нефти использовали пар, полученный из раствора, содержащего 995 мл воды и 5 мл насыщенного раствора углекислого аммония (вес % – 0,10). Во время опыта получено 1020 см3 жидкости, в том числе 7,8 см3 нефти, что на 11 см3 больше, чем при вытеснении нефти из модели с применением известного способа. В результате физико-химического анализа воды установлено, что реакция среды во всех пробах щелочная (pH = 9,0 – 9,4). Так же отмечается стабильное содержание аммония. Скорость коррозии во всех пробах незначительная, не превышает 0,003-0,004 г/м2 ч.
Результаты испытания приведены в таблице.
Испытания предлагаемого способа проведены в 3-х вариантах. Наиболее высокий показатель вытеснения нефти и наименьшая скорость коррозии получены при содержании химического реагента в растворе, из которого генерируется пар, в количестве вес.% – 0,08 (опыт 3) и 0,10 (опыт 4), поэтому увеличение концентрации химического реагента более чем 0,1 вес.% приведет к достижению таких же результатов, но с большими затратами.
Таким образом, при применении предлагаемого способа (опыты 3 и 4) количество вытесненной нефти на 12% больше, чем при применении известного способа. Скорость коррозии во всех пробах воды при применении предлагаемого способа стабильно низкая, при применении известного способа в последней пробе по сравнению с предыдущими возрастает в 2-2,5 раза.
Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа разработки залежей тяжелых нефтей и битумов складывается за счет увеличения нефтеотдачи, понижения коррозионной активности добываемой продукции.
Источники информации 1. Effects of CO2
2. Патент РФ N 2114988, кл. E 21 B 43/24, 1998.
Формула изобретения
Способ разработки залежей тяжелых нефтей и битумов, включающий закачку пара в нагнетательную скважину и отбор продукции через добывающую скважину, отличающийся тем, что пар для закачки в пласт получают из раствора химического реагента – углекислого или двууглекислого аммония при следующем соотношении компонентов, мас.%: Углекислый или двууглекислый аммоний – 0,08 – 0,10 Вода – Остальноеч
РИСУНКИ
|
|