Способ теплового воздействия на залежи углеводородов

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к способам разработки залежей углеводородов путем теплового воздействия. Техническим результатом изобретения является существенное повышение технико-экономических характеристик способа теплового воздействия и повышение углеводородоотдачи пластов. В способе теплового воздействия на залежи углеводородов, включающем применение агента - перегретого пара, образующегося при разложении закачиваемого в пласт водного раствора углекислого или двууглекислого аммония, в указанный раствор добавляют ароматические углеводороды в количестве 5 мас.% и элементарную серу в количестве 0,05 мас.% по отношению к ароматическим углеводородам. После закачки в пласт указанного раствора производят закачку горячей воды или термохимическое воздействие, или внутрипластовое горение. В качестве ароматических углеводородов используют ароматические алкилированные соединения с температурой кипения алкиларила, не превышающей 120-130°С. Элементарную серу добавляют в виде суспензии в ароматических углеводородах. 3 з.п. ф-лы.

Реферат

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки залежей углеводородов 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 ее нагревании за счет растворения в ней углекислого газа.

Недостатком известного способа является то, что применение известного способа в промысловых условиях требует больших затрат, связанных с получением, транспортировкой и подачей СО2 в нагнетательную скважину. Кроме того, закачка СО2 совместно с паром не предотвращают выщелачивания сульфитно-сульфидных соединений, следовательно, не понижает коррозионной активности оборудования.

Наиболее близким к предлагаемому является способ разработки залежей тяжелых нефтей и битумов путем закачки в нагнетательную скважину пара, полученного из раствора углекислого или двууглекислого аммония при доле углекислого или двууглекислого аммония 0,08-0,10 мас.% [2], с последующим отбором продукции через добывающую скважину. Технический результат известного способа: «равномерное увеличение нефтеотдачи пласта, низкая коррозионная активность и пониженная стабильность водонефтяной эмульсии в течение всего периода эксплуатации скважины» [2].

При получении пара из раствора углекислых и двууглекислых солей аммония происходит их разложение при температуре 60°С и 36°С, 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.

К недостаткам известного способа [2] повышения нефтеотдачи пласта с использованием паротеплового воздействия необходимо отнести ограниченное его применение из-за значительных потерь тепла при подаче пара в пласт. Кроме того, существенным недостатком способа паротеплового воздействия [2] является низкая теплоемкость паров воды, что обуславливает значительные теплопотери при транспортировке перегретого пара до забоя скважины и в окружающие слои в пласте. При небольшом отличии температуры пара на забое и пластовой снижение вязкости нефти из-за разницы температур не так значительно.

Техническим результатом изобретения является существенное повышение технико-экономических характеристик способа теплового воздействия (паротеплового, внутрипластового горения, закачки горячей воды, термохимического воздействия) и повышение углеводородоотдачи пластов.

В способе теплового воздействия на залежи углеводородов, включающем применение агента - перегретого пара, образующегося при разложении закачиваемого в пласт водного раствора углекислого или двууглекислого аммония, в указанный раствор добавляют ароматические углеводороды в количестве 5 мас.% и элементарную серу в количестве 0,05 мас.% по отношению к ароматическим углеводородам.

После закачки в пласт указанного раствора производят закачку горячей воды или термохимическое воздействие, или внутрипластовое горение.

В качестве ароматических углеводородов используют ароматические алкилированные соединения с температурой кипения алкиларила, не превышающей 120-130°С.

Элементарную серу добавляют в виде суспензии в ароматических углеводородах.

Существенное увеличение энергоемкости рабочего агента возможно за счет добавления в пар высокомолекулярных компонентов. Например, при добавлении ароматики повышается удельная теплоемкость нагнетаемого пара. Это позволяет обеспечить доставку тепла на большие глубины и повысить углеводородоотдачу.

Важной задачей повышения эффективности способа является растворение асфальтенов в пластовых углеводородах, которую можно решить добавлением соответствующих компонентов. Например, добавление ароматики в нагнетаемый агент способствует растворению асфальтенов, что приводит к повышению углеводородоотдачи пластов.

Если в закачиваемый агент добавить элементарной серы, то при повышенных температурах разрываются связи в молекулах высокомолекулярных углеводородов алифатического ряда, что способствует снижению вязкости пластовой нефти. Это также приводит к повышению углеводородоотдачи.

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 см, объем 292,3 см. Условия проведения работ были максимально приближены к промысловым условиям. Модель набивалась песчаником, аналогичным Мордово-Кармальскому месторождению, содержащему высоковязкую нефть, близкую по свойствам к битумам. Для определения объема пор применяли пластовую воду того же месторождения. Модель была насыщена нефтью также Мордово-Кармальского месторождения. Проницаемость по воде составила 5,0 мкм2. Общая нефтенасыщенность составила 0,81. Точность определения насыщенности 1%.

Опыт 1. Испытывался способ теплового воздействия на залежи углеводородов с применением пара, полученного из раствора углекислого аммония (прототип).

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. Доля углекислого аммония в воде - 0,06% вес. Во время опыта получено 1012 см3 жидкости, в том числе 63 см3 нефти, что составляет 75,5% от исходного содержания нефти. Во всех пробах содержатся ионы аммония.

Опыт 2. Испытывался способ теплового воздействия на залежи углеводородов с применением пара, полученного из раствора углекислого аммония и ароматических углеводородов.

Количество ароматической углеводородной добавки составляло 5 мас.% Модель была приготовлена аналогично опыту №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. Доля углекислого аммония в воде - 0,08% вес. Во время опыта получено 1018 мл жидкости, в том числе 74 см3 нефти (по сравнению с опытом №1 на 11 см3 больше), что составляет 91% от исходного содержания нефти (на 15% больше, чем по прототипу). Реакция среды в отобранных пробах воды щелочная (рН 8,7-9,1). Во всех пробах присутствуют ионы аммония.

Опыт 3. Испытывался способ разработки залежи тяжелых нефтей и битумов с применением пара, полученного из раствора углекислого аммония, с добавками ароматических углеводородов в количестве 5 мас.% и с добавкой элементарной серы в количестве 0,05 мас.% по отношению к ароматическим углеводородам. Модель была приготовлена аналогично с опытом №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, доля - 0,10% вес. Во время опыта получено 1020 см3 жидкости, в том числе 80 см3 нефти, что составляет 94% от исходного содержания нефти. Это на 17 см больше, чем при вытеснении нефти из модели с применением известного способа [2]. В результате физико-химического анализа воды установлено, что реакция среды во всех пробах щелочная (рН = 9,0-9,4). Также отмечается стабильное содержание аммония.

После закачки указанного агента проводят закачку горячей воды или термохимическое воздействие, например магниево-кислотную обработку, или пластовое горение, например, закачкой воздуха и поджигом пластовых флюидов.

Были проведены оценочные расчеты, показавшие, что применение закачки горячей воды, внутрипластового горения, термического воздействия с закачкой агента, содержащего ароматические углеводороды и элементарную серу, в залежь углеводородов, дает увеличение углеводородоотдачи на 17-20%.

Таким образом, при применении предлагаемого способа количество вытесненной нефти на 15-20% больше, чем при применении известного способа.

Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа теплового воздействия на залежи углеводородов складывается за счет повышения теплоемкости закачиваемого агента, увеличения углеводородоотдачи, понижения коррозионной активности добываемой продукции.

Источники информации

1. Effects of CO2 addition to steam on recovery of west sak crude oil /Hombrook M.W., Dehgham K., Qadur S. Ostermann K.D., Ogbe D.Q.I/ SPE, Reserrvoir Eng. - 1991 - 6 №3, p. 278-286.

2. Патент РФ №2172398, кл. Е 21 В 43/24, 2001, БИ №23.

1. Способ теплового воздействия на залежи углеводородов, включающий применение агента - перегретого пара, образующегося при разложении закачиваемого в пласт водного раствора углекислого или двууглекислого аммония, отличающийся тем, что в указанный раствор добавляют ароматические углеводороды в количестве 5 мас.% и элементарную серу в количестве 0,05 мас.% по отношению к ароматическим углеводородам.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что после закачки в пласт указанного раствора производят закачку горячей воды, или термохимическое воздействие, или внутрипластовое горение.

3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что в качестве ароматических углеводородов используют ароматические алкилированные соединения с температурой кипения алкиларила, не превышаюшей 120-130°С.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что элементарную серу добавляют в виде суспензии в ароматических углеводородах.