Способ повышения нефтеотдачи месторождения

Способ повышения нефтеотдачи месторождения

Реферат

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу повышения нефтеотдачи месторождения с использованием тепловых и газовых методов.

Уровень техники

Сущность метода термогазового воздействия (ТГВ) заключается в низкотемпературном окислении нефти в пласте путем закачивания в нагнетательные скважины кислородсодержащих газов. В результате окисления нефти происходит выделение большого количества тепла, образование углекислого газа, образование и испарение из остаточной нефти углеводородных газов и легких жидких углеводородов. Формирующиеся в результате процесса окисления тепловая и нефтевытесняющая (углекислый газ+смесь газообразных и легких жидких углеводородов) оторочки способны значительно увеличить степень вытеснения нефти из пласта. Перспективность метода ТГВ связана с высокой доступностью основного реагента - воздуха. Поэтому данный метод воздействия особенно подходит для применения на удаленных месторождениях.

Большинство крупных месторождений России вступают или находятся на поздней или заключительной стадиях разработки, которые характеризуются высокой обводненностью добываемой нефти. При этом степень извлечения нефти обычно не превышает 30-40% геологических запасов. В настоящее время, существует проблема разработки новых и совершенствования известных методов увеличения нефтеотдачи месторождений, находящихся на поздней и заключительной стадиях разработки.

Известен способ осуществления ТГВ, включающий создание в пласте тепловой оторочки с целью нагрева призабойной зоны пласта до температуры окисления нефти с последующей закачкой смеси воздуха и воды (А.с. СССР №329306, 1972). Недостатком данного способа является неэффективность в условиях месторождений, находящихся на поздней стадии разработки.

Известен способ осуществления ТГВ, включающий закачку в пласт нагретой воды и воздуха с водовоздушным отношением 0,006-0,015 м³/нм³, причем температуру продуктивного пласта доводят до 70-200°С (А.с. СССР №1241748, 1996). Недостатком данного способа является неэффективность в условиях месторождений, находящихся на поздней стадии разработки.

Известен способ разработки залежи нефти (патент РФ №1464555,1996), сущность которого заключается в последовательной закачке в пласт фракции легких углеводородов в качестве растворителя и паровоздушной смеси в качестве окислителя. Недостатком данного способа является малая эффективность в условиях месторождений, находящихся на поздней стадии разработки.

Для эффективного и безопасного осуществления метода ТГВ необходимо, чтобы нефтяной пласт в районе добывающей скважины содержал достаточное количество нефти, что имеет место в том случае, если месторождение находится на начальных этапах разработки. В истощенных месторождениях пласты в районе нагнетательных скважин содержат только остаточную нефть. Поэтому в результате протекания процессов окисления не может развиться высокая температура и, как следствие, образоваться большое количество активных продуктов реакции - углекислого газа и низкомолекулярных углеводородов. Следствием этого является низкая эффективность известных технических решений в условиях месторождений, находящихся на поздней и заключительной стадиях разработки.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку в пласт через нагнетательную скважину кислородсодержащей газовой смеси и воды (патент РФ №2139421, 1999 - известный способ). Этот способ является недостаточно эффективен в условиях месторождений, находящихся на поздней и заключительной стадиях разработки.

Таким образом, существует проблема увеличения эффективности термогазового метода повышения нефтеотдачи, что позволит использовать ТГВ в условиях нефтяных месторождений, находящихся на поздней и заключительной стадиях разработки.

Сущность изобретения

Технический результат - повышение нефтеотдачи, обеспечение эффективного осуществления ТГВ на месторождениях, находящихся на поздней и заключительной стадиях разработки.

В способе повышения нефтеотдачи месторождения, включающем термогазовое воздействие на пласт посредством последовательного закачивания в пласт кислородсодержащего газа и воды, при его использовании на месторождениях с пластовой температурой 90-200⁰С после закачивания кислородсодержащего газа и перед закачиванием воды закачивают в пласт раствор бикарбоната щелочного металла с концентрацией 20 - 80 г/л.

В качестве бикарбоната щелочного металла используют бикарбонат натрия или калия или их смеси.

В качестве кислородсодержащего газа используют воздух или смеси воздуха и кислорода с другими газами.

Для приготовления растворов бикарбонатов используют техническую пресную воду, воды нефтяных месторождений или их смесь.

Способ осуществляют путем последовательного закачивания в пласт через нагнетательные скважины оторочек кислородсодержащих газов, водного раствора бикарбонатов и воды.

Осуществление изобретения

В результате внутрипластового окисления нефти происходит образование значительного количества кислородсодержащих продуктов реакции (спиртов, карбонильных соединений, кислот) и оксидов углерода, а также выделение тепла. Среди продуктов внутрипластовой трансформации кислородсодержащего газа наиболее ценен углекислый газ, который является высокоэффективным нефтевытесняющим реагентом. Основная причина недостаточной эффективности известных технических решений и известного способа заключается в низком выходе (в расчете на поглощенный кислород) наиболее эффективного продукта окисления нефти - углекислого газа. В известных технических решениях и известном способе также не используются другие (кроме углекислого газа и легких углеводородов) продукты реакции окисления нефти.

В способе, предложенном в изобретении, в результате последовательного закачивания в пласт кислородсодержащего газа и раствора бикарбоната щелочного металла происходят следующие процессы:

1) Внутрипластовое окисление нефти приводит к образованию большого числа кислородсодержащих продуктов, в частности углекислого газа, органических кислот, а также выделению тепла.

2) Бикарбонаты щелочных металлов являются термически неустойчивыми соединениями, при нагреве распадающимися по эндотермической реакции с образованием карбонатов и оксида углерода (TV):

где Me - ион щелочного металла, Q - тепловой эффект реакции. Реакция 1 идет с поглощением тепла, т.е. происходит более полная утилизация тепла, образовавшегося в процессе окисления нефти.

3) Взаимодействие бикарбонатов и карбонатов щелочных металлов с органическими кислотами и сложными эфирами (продуктами окисления нефти) приводит к образованию солей карбоновых кислот, являющихся эффективными поверхностно-активными веществами (ПАВ), а также углекислого газа:

2·R¹COOR¹¹+Me₂CO₃+H₂O=2·R¹COOMe+CO₂↑+2·R¹¹OH (4)

В реакциях 2-3 также происходит выделение значительного количества тепла.

Таким образом, в результате фильтрации раствора бикарбонатов щелочных металлов через зону окисленной нефти происходит образование высокоэффективных нефтевытесняющих агентов - углекислого газа и ПАВ, выделение тепла в ходе экзотермических реакций, а также более полная утилизация тепла реакции окисления.

К углекислому газу, образовавшемуся в результате внутрипластового окисления нефти, добавляется углекислый газ, образовавшийся из бикарбоната. Увеличение количества углекислого газа в пласте и концентрации его в газовой фазе будет способствовать переходу к так называемому смешивающемуся режиму вытеснения и, как следствие, росту нефтевытесняющей способности и эффективности ТГВ.

Образующиеся в пласте ПАВ можно разделить на два типа: водорастворимые (образованные из низкомолекулярных кислот) и маслорастворимые (образованные из высокомолекулярных кислот). Водорастворимые ПАВ переходят в водную фазу, снижая межфазное натяжение на границе с нефтью, что способствует более полному вытеснению нефти из пласта. Смесь маслорастворимых ПАВ с другими кислородсодержащими продуктами окисления (спиртами, карбонильными соединениями, сложными эфирами), а также смолами является эффективным стабилизатором пены и обратных эмульсий. Образование в зоне окисленной нефти пены (из закаченных газов и выделившегося углекислого газа) или обратной эмульсии (из окисленной нефти и воды) приводит к снижению проницаемости участков пласта, подвергнувшихся ТГВ. Учитывая то, что кислородсодержащий газ фильтруется в наиболее проницаемые участки пласта, снижение их проницаемости приводит к перераспределению фильтрационных потоков в пласте и вытеснению нефти из плохо дренированных участков и пропластков.

В известном способе и известных технических решениях большая часть продуктов окисления не участвует в процессах вытеснения нефти, а значительная часть тепла непроизводительно теряется. В предложенном способе решается задача изобретения - повышение эффективности метода ТГВ, за счет использования для повышения нефтеотдачи большинства продуктов внутрипластового окисления нефти и более полной утилизации тепла.

Пример 1

Для исследования состава продуктов окисления нефти используется монометрическая установка на базе автоклава, например, производства фирмы PARR (США), модель 4842. Автоклав оснащен стеклянным вкладышем для предотвращения контакта реакционной массы с металлической поверхностью автоклава, имеет минимум нетермостатируемых объемов, защитные чехлы (покрытия) из инертных материалов (стекла или тефлона) для кармана термопары, измеряющей температуру реакционной массы, и перемешивающего устройства.

Характеристики установки на базе автоклава следующие:

объем реактора (по паспорту) - 1 л;

свободный объем реактора - 1,08 л,

максимальное рабочее давление 1900 фунтов/дюйм² (14 МПа);

максимальная рабочая температура - 350°С.

Монометрическая установка включает также насос высокого давления и систему линии подачи с запорными вентилями, позволяющими в ходе опыта подавать в реактор с окисленной нефтью водный раствор бикарбоната щелочного металла.

Пробы пластовых флюидов (нефти и воды) месторождения подготавливают к экспериментам по общепринятым методикам, используемым в физико-химических и фильтрационных экспериментах. Характеристика воды и нефти приведена в Таблице 1. В конце опыта из автоклава отбирают пробу газа в пробоотборник высокого давления и анализируют на содержание компонентов с использованием газового хроматографа.

Таблица 1
Характеристика образцов дегазированной нефти и попутной воды месторождения
Флюид	Плотность, кг/м3	Вязкость при 20°С, мПа·с
Нефть	862	7,5
Вода	1020	1,02

Для хроматографического анализа газовой пробы на содержание основных газов (азота, кислорода, оксидов углерода) используют хроматографические колонки длиной 3 м, диаметром 3,2 мм HayeSep Q (азот, кислород и СО) и длиной 2 м, диаметром 3,2 мм MolSieve 5A (углекислый газ). Режим анализа: газ носитель - гелий, температура анализа 40°С, детектор по теплопроводности. Для анализа углеводородных газов используют последовательно соединенные следующие хроматографические колонки:

1. 25% н-бутилмалеиновой кислоты на хромосорбе Р AW(60-80 меш.), диаметр 3,2 мм и длина 8 м;

2. 25% дипропионитрила на хромосорбе Р AW(60-80 меш.), диаметр 3,2 мм и длина 3 м.

Условия анализа углеводородных газов: газ-носитель - гелий, температура 40°С, пламенно-ионизационный детектор.

Возможно использование других типов хроматографов и хроматографических колонок, обеспечивающих возможность анализа газовой фазы на содержание углекислого газа и кислорода.

В автоклав загружают нефть и воду, герметизируют, заполняют кислородсодержащим газом (воздухом) до требуемого давления и проверяют герметичность автоклава. Затем при перемешивании реакционную массу нагревают до температуры реакции и выдерживают необходимое время. Начальные условия и результаты экспериментов приведены в Таблице 2.

В опытах 1 и 2 моделируют процесс образования углекислого газа по известному способу. В качестве кислородсодержащего газа используют воздух. Выход углекислого газа на поглощенный кислород увеличивается с ростом глубины окисления (количества молей поглощенного кислорода на 1 литр нефти) и составляет 26,4 - 31,8% при глубинах окисления 2,52-5,03 моль/л.

Таким образом, несмотря на значительную глубину окисления нефти и высокую температуру процесса (параметров, благоприятствующих росту выхода углекислого газа) эффективность трансформации кислорода в углекислый газ не велика.

Пример 2

В автоклав загружают нефть, воду и опыт ведут по методике, описанной в Примере 1. После 5 часов окисления (что достаточно для практически полного поглощения кислорода из воздуха) в автоклав насосом высокого давления закачивают 50 мл раствора бикарбоната натрия с концентрацией 20 г/л (опыт 3 в Таблице 2). Скорость закачивания 5 мл/мин, время закачивания 10 минут. Затем реакционную массу термостатируют при перемешивании в течение 2 часов 50 минут.

Данные Таблицы 2 показывают, что в опыте 3 выход углекислого газа на поглощенный кислород в 1,36 раза выше, чем в известном способе (опыт 1). Определение рН водной фазы оксидата показало, что он равен 4,5 (кислая среда). В опыте 3 произошло полное превращение бикарбоната натрия в углекислый газ и соли органических кислот. Таким образом, даже неполная конверсия кислотных компонентов оксидата нефти позволяет значительно увеличить выход углекислого газа и, как следствие, содержание его в газовой фазе после завершения окисления.

Пример 3

В автоклав загружают нефть, воду и опыт ведут по методике, описанной в Примере 1. После 5 часов окисления (что достаточно для практически полного поглощения кислорода из воздуха) в автоклав насосом высокого давления закачивают 50 мл раствора бикарбоната натрия с концентрацией 80 г/л (опыт 4 в Таблице 2). Скорость закачивания 5 мл/мин, время закачивания 10 минут. Затем реакционную массу термостатируют при перемешивании в течение 2 часов 50 минут.

Данные Таблицы 2 показывают, что в опыте 4 выход углекислого газа на поглощенный кислород в 1,66 раза выше, чем в известном способе (опыт 2).

Определение рН водной фазы оксидата показало, что он равен 7 (нейтральная среда). В опыте 4 произошло полное превращение органических кислот оксидата нефти в углекислый газ и натриевые соли карбоновых кислот. Таким образом, полная конверсия кислотных компонентов оксидата нефти позволяет значительно увеличить выход углекислого газа и, как следствие, концентрацию его в газовой фазе после завершения окисления.

Таблица 2
Начальные условия и результаты опытов по окислению нефти
Температура, °С	№ опыта	Исходная загрузка в автоклав, мл	Объем газовой фазы, мл	Начальное давление*, МПа	Время выдержки, час	Конверсия кислорода, %	Глубина окисления, моль/л	Концентрация бикарбо ната натрия, г/л	Объем раствора бикарбоната натрия, мл	Выход СО2 на поглощенный кислород, %
		нефть	вода			до начала закачивания раствора бикарбоната натрия	после начала закачивания раствора бикарбоната
200	1	50	100	830	2,0	5,5	0	100	2,52	-	-	26,4
200	2	25,1	125	830	2,0	7	0	99,8	5,03	-	-	31,8
200	3	50,1	100	830	2,0	5	3	99,9	2,52	20	50	35,9
200	4	25,1	125	830	2,0	5	3	100	5,03	80	50	59,6

Пример 4

Определение нефтевытесняющей эффективности газовой смеси, образованной в результате внутрипластового окисления нефти по известному способу, проводят с помощью фильтрационной установки. В качестве объекта исследований используют образцы породы юрских пластов.

В исследовании испытывают нефтевытесняющую способность смеси СО₂ и ШФЛУ, состав которой смоделирован на основе представлений о механизме ТГВ, осуществленном по известному способу (Таблица 3).

Таблица 3
Состав модельного газового вытесняющего агента
Способ осуществления ТГВ	Объемная доля компонентов,%
	Азот	CO2	С3Н8	С4Н10	С5Н12
Известный	50	25	5	10	10
Предложенный	8,5	41,5	5	10	10

Для воспроизведения реальных геолого-физических условий залежи и процессов, происходящих при закачке воды и продуктов окисления нефти, в фильтрационном эксперименте в опытах соблюдали следующее:

1. линейная модель пласта представлена образцами песчаника продуктивных пластов. Проницаемость модели по керосину со связанной водой 0,01 мкм².

2. в образцах песчаника, слагающих модель пласта, создают связанную воду в количестве 25-29%, что соответствует значениям этого параметра в пласте;

3. в опытах используют рекомбинированную модель нефти, которая по своим физико-химическим свойствам не отличается от пластовой нефти (Таблица 4);

4. в качестве вытесняющих агентов используют воду из системы поддержания пластового давления месторождения (ρ=0,979 г/см³, μ=0,365 мПа·с при 90°С) и модельную газовую смесь (Табл.3);

5. при проведении опыта соблюдают термобарические условия месторождения (температура 90°С, давление 26 МПа).

Подготовку модели к опытам проводят по общепринятым методикам. Параметры линейной модели пласта, используемой в опыте, представлены в Таблице 5 (опыт 1).

Рекомбинированную пробу нефти готовят из безводной нефти, отобранной на месторождении, путем растворения в ней соответствующих индивидуальных компонентов углеводородного газа.

Таблица 4
Физические свойства пластовой нефти и рекомбинированной пробы нефти
Параметры	Ед. измерения	Пластовая нефть, пласт Ю1°, диапазон измерения	Рекомбинированная модель нефти
Пластовое давление	МПа	26	26
Пластовая температура	°С	90	90
Давление насыщения	МПа	3,8-7,6	5,8
Плотность при пластовом давлении (Рпл.)	г/см3	0,743-0,786	0,778
Вязкость при Рпл.	мПа·с	0,63-1,11	1,0
Объемный коэффициент от Рпл.	д.ед.	1,113-1,155	1,114
Газосодержание	м/т	48,7	43,5
Таблица 5
Исходные параметры линейных моделей пласта
Номер фильтрационного опыта)	Количество образцов, шт	Длина, см	Диаметр, см	Пористость, %	Проницаемость по керосину, мкм2	Связанная вода, %
1	22	88,7	2,94	17,0	0,01	27,45
2	22	88,7	2,94	17,0	0,01	27,15

При постановке опыта 1 технологические операции осуществляют в следующей последовательности:

1. фильтруют через модель пласта воду до 100% обводненности;

2. в модель пласта закачивают оторочку модельной газовой смеси по известному способу осуществления ТГВ;

3. фильтруют через модель воду до 100% обводненности продукции на выходе. Результаты проведенного фильтрационного эксперимента с моделированием известного способа приведены в Таблице 6.

Газовая смесь, образованная в результате осуществления известного способа,

позволяет увеличить коэффициент вытеснения нефти с 52% до 66%, т.е. на 14%.

Таблица 6
Результаты фильтрационных опытов
Номер фильтрационного опыта	Закачиваемый агент	Объем закачки в объемах пор модели пласта	Коэффициент вытеснения нефти, %	Прирост коэффициента вытеснения нефти, %
1	Вода	0,62	52	-
	Газовая смесь по известному способу	0,31	52	0
	Вода	1,32	66	14
2	Вода	0,64	51	-
	Газовая смесь по предложенному опыту	0,30	81	0
	Раствор бикарбоната натрия с концентрацией 20 г/л	0,10	52	1
	Вода	1,21	82	31

Пример 5

Определение нефтевытесняющей эффективности газовой смеси, образованной в результате внутрипластового окисления нефти по предложенному способу проводят с помощью фильтрационной установки.

В исследовании испытывают нефтевытесняющую способность смеси СО₂ и ШФЛУ, состав которой смоделирован на основе представлений о механизме ТГВ, осуществленного по предложенному способу (Таблица 3).

В опыте 2 используют ту же модель пласта, что и в опыте 1 (Пример 4). Перед вторичным использованием образцы породы экстрагируют спиртобензольной смесью, промывают водой и высушивают. Подготовку модели пласта к опыту 2 проводят так же, как в опыте 1. Свойства модели полностью восстанавливают (Таблица 3).

При постановке опыта 2 технологические операции осуществляют в следующей последовательности:

1. фильтруют через модель пласта воду до 100% обводненности;

2. в модель пласта закачивают оторочку модельной газовой смеси по предложенному способу осуществления ТГВ;

3. раствор бикарбоната натрия,

4. фильтруют через модель воду до 100% обводненности продукции на выходе.

Результаты проведенного фильтрационного эксперимента с моделированием известного способа приведены в Таблице 6.

Газовая смесь, образованная в результате осуществления предложенного способа, позволяет увеличить коэффициент вытеснения нефти на 31%.

Таким образом, нефтевытесняющая эффективность предложенного способа более чем в 2 раза выше, чем у известного способа.

Промышленная применимость.

Предложенный способ повышения нефтеотдачи может быть применен для повышения степени вытеснения нефти из месторождений, находящихся на средней и поздней стадиях разработки.

Пример 6

На участке нефтяного месторождения, включающем 1 нагнетательную скважину и 3 добывающие скважины с исходной пластовой температурой 118°С, в нагнетательную скважину закачивают воздух со средней скоростью 0,006 нм³/мин в течение 60 суток. Затем в нагнетательную скважину закачивают 1000 м³ раствора бикарбоната натрия с концентрацией 50 г/л и далее закачивают воду. В результате закачки воздуха в пласте происходит автовытеснение нефти с подъемом температуры до 150-200°С. В результате окисления нефти образуется первичная оторочка, содержащая N₂, CO₂ и пары углеводородов. Вторая оторочка, содержащая практически чистый СО₂, образуется в результате взаимодействия закаченного раствора бикарбоната натрия NaHCO₃ с окисленной нефтью, находящейся в призабойной зоне пласта.

В результате указанных действий нефтеотдача участка месторождения увеличилась на 3,4 %.

1. Способ повышения нефтеотдачи месторождения, включающий термогазовое воздействие на пласт посредством последовательного закачивания в пласт кислородсодержащего газа и воды, отличающийся тем, что при его использовании на месторождениях с пластовой температурой 90-200°С после закачивания кислородсодержащего газа и перед закачиванием воды закачивают в пласт раствор бикарбоната щелочного металла с концентрацией 20 - 80 г/л.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве бикарбоната щелочного металла используют бикарбонат натрия или калия или их смеси.