способ добычи высоковязкой нефти

Формула изобретения

Способ добычи высоковязкой нефти путем подлива в затрубное пространство разжижителя, отличающийся тем, что в качестве разжижителя используют состав при следующем соотношении компонентов, мас.

Анионное поверхностно-активное вещество 0,3 0,7

Неионогенное поверхностно-активное вещество 0,8 1,2

Гидроокись щелочных металлов 5-40%-ной концентрации 0,5 8,3

Вода хлоркальциевого типа с содержанием хлористых солей до 20% Остальное

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам добычи высоковязкой нефти.

Известен способ добычи высоковязкой нефти путем закачки в призабойную зону пласта разжижителя и последующей его продавки отсепарированной нефтью, закачиваемой по затрубному пространству /I/.

При данном способе временно достигается добыча, а после окончания действия разжижителя приходится вновь закачивать свежую порцию его. В результате процесс добычи нефти прерывается, а на подачу новой порции разжижителя приходится тратить значительное время. Такой способ имеет низкую эффективность.

Более близким к предлагаемому является способ добычи высоковязкой нефти путем подлива в затрубное пространство разжижителя /2/.

В качестве разжижителя по данному способу в затрубное пространство подливают легкую нефть. Так как эта нефть легче, чем добываемая из скважины, то она "плавает" сверху и не оказывает должного воздействия на вязкую тяжелую нефть. Поэтому подливаемая нефть скорее попадает на прием штангового насоса и откачивается из скважины, не оказывая должного разжижающего воздействия на нефть, находящуюся ниже приема насоса. Поэтому эффективность способа низкая, особенно на глубоких скважинах, где продуктивные пласты находятся на значительной глубине по сравнению с глубиной подвески штанговых насосов.

К недостаткам способа следует отнести и высокие затраты на доставку легкой нефти с других площадей и необходимость строительства дополнительных коммуникаций для ее приема.

Задачей настоящего изобретения является повышение эффективности добычи высоковязкой нефти и снижение затрат при этом.

Эта задача достигается тем, что в известном способе добычи высоковязкой нефти путем подлива в затрубное пространство разжижителя, в качестве разжижителя используют состав при следующем соотношении компонентов, мас.

анионоактивное ПАВ 0,3-0,7

Неионогенное ПАВ 0,8-1,2

Гидроокись щелочных металлов 5-40% концентрации 0,5-8,3

Вода хлоркальциевого типа с содержанием хлористых солей до 20% Остальное

При этом разжижитель подают в затрубное пространство в количестве от 0,2 до 0,35 от объема добываемой нефти и его удельный вес превышает удельный вес добываемой нефти не менее чем на 0,05 г/см³.

Способ осуществляют следующим образом.

На промысле с высоковязкой нефтью монтируют емкость с разжижителем, удельный вес которого выше удельного веса добываемой нефти хотя бы на 0,05 г/см³. Емкость обвязывают с нефтяными скважинами и подают в затрубное пространство этих скважин разжижитель с производительностью от 0,2 до 0,35 от объема добываемой нефти.

Так как разжижитель тяжелее нефти, то при подливе его в затрубное пространство он опускается ниже приема глубинного насоса, вплоть до призабойной зоны. При опускании разжижитель контактирует со всем столбом нефти, находящимся выше продуктивного пласта, и при этом оказывает комплексное воздействие на высоковязкую нефть.

В разжижителе имеется три группы реагентов: вода хлоркальциевого типа, гидроокись щелочных металлов и смесь двух ПАВ.

Вода хлоркальциевого типа с содержанием хлористых солей до 20% по составу близка к пластовым водам, являющихся постоянными спутниками нефтяных месторождений, поэтому при смешивании такой воды не происходит нежелательных последствий: ее загущение и пр. Добавка такой воды к нефти обеспечивает снижение межфазного натяжения на границе нефть-вода. Приведенные опыты показали, что если при добавке дистиллированной воды межфазное натяжение на границе нефть-вода составило 27,5 мН/м, то при добавке воды хлоркальциевого типа натяжение снизилось до 20,5 мН/м, а этой же воды с добавкой в нее щелочи до 8,9 мН/м. Такая вода является сильным электролитом. В результате она не только смачивает поверхность труб, но и обволакивает их, что исключает контакт с ними высоковязкой нефти, имеющей высокое трение по металлу. Это дополнительно улучшает условия продвижения нефти от продуктивного пласта до приема насоса. Однако хлористых солей в воде должно быть не больше 20% так как названные выше полезные свойства остаются на том же уровне, а удельный вес разжижителя повышается в значительной мере. Это приводит к дальнейшему увеличению удельного веса добываемой продукции, что вызывает снижение дебита нефтяных скважин.

Наличие гидроокиси щелочных металлов дает возможность воздействовать на нафтеновые кислоты, имеющиеся в большом количестве в вязких нефтях. В результате взаимодействия образуются соли нафтеновых кислот, хорошо растворимые в воде. Соли нафтеновых кислот являются активными ПАВ, которые дополнительно снижают силы поверхностного натяжения на границе нефть-металл-вода. Кроме этого, эти ПАВ являются активными диспергаторами асфальто-смолисто-парафиновых образований /АСПО/ и снижают адгезию АСПО к металлу.

Добавка смеси двух ПАВ: анионоактивных и неионогенных обеспечивает достижение ряда полезных моментов, которые не могут быть достигнуты при одиночном применении этих или других ПАВ.

Так как данная смесь ПАВ /дальше СПАВ/ в своем составе имеет ароматические соединения, то она является активным растворителем АСПО. Одновременно эта СПАВ является диспергатором парафина. При разрушении парафина разрушается и АСПО.

Раствор СПАВ в воде хлоркальциевого типа приводит к снижению температуры застывания высокопарафинистой нефти, а такими являются все высоковязкие нефти. Проведенные лабораторные исследования с нефтями Бугреватовского месторождения показали, что температура застывания нефти снижалась с 73-65^oС до 41-27^oС. Это приводит к тому, что при имеющихся температурных условиях добычи нефти в условиях Украины кристаллизация парафина почти полностью исключена при внедрении данного способа добычи.

Добавка таких СПАВ предотвращает образование стойких водонефтяных эмульсий, которые ухудшают условия откачки нефти как по стволу скважины, так и по нефтепроводам. Добавки данных СПАВ снижают скорость выделения газа из нефти, за счет чего улучшается работа глубинных насосов.

В растворе воды хлоркальциевого типа и с добавкой щелочи улучшается растворимость этих ПАВ. Такая система повышает олефильность мицелярных структур /а такими являются высоковязкие нефти/. За счет этого обеспечивается более надежное смачивание частичек парафина, предотвращается их слипание и отложение на стенках труб.

Таким образом, каждая из входящих групп реагентов в состав разжижителя оказывает свое воздействие на вязкую нефть, а находясь вместе, они дополняют друг друга и усиливают общий эффект.

Состав разжижителя подобран опытным путем. При меньших величинах состава компонентов, чем нижнее значение, не достигается нужного разжижения и падает добыча нефти. При значениях, больше чем верхний предел компонентов, указанный в формуле, резко увеличивается расход реагентов, а добыча нефти не увеличивается. При подаче разжижителя меньше 0,2 объема добываемой нефти качественного разжижения нефти не достигается и не достигается намеченной добычи нефти. При подаче разжижителя больше чем 0,35 от объема добываемой нефти, резко увеличивается расход химических реагентов, трудозатрат на их приготовление, а увеличения добычи не достигается. Более того, начиная с 0,40 от объема добываемой нефти, дебит начинает снижаться за счет того, что увеличивается удельный вес добываемой продукции.

Примеры осуществления способа:

Пример 1. Скважина глубиной 3800 м. Нефтяной горизонт на глубине 3639-3697 м. Нефть высоковязкая и высокопарафинистая: плотность нефти в поверхностных условиях 0,961 г/см³, вязкость при температуре 50^oС в поверхностных условиях 1000 спз, содержание смол 14,6% Возможный дебит скважины 9 тс/сут.

Приготовили 3,5 м³ разжижителя следующего состава, мас.

Анионоактивное ПАВ /ТЭАС-М/ 0,57

NаОН 40% концентрации 5,14

Неионогенное ПАВ /неонол/ 1

Пластовая вода хлоркальциевого типа с содержанием хлористых солей 13,7% и удельного веса 1,12 г/см³ Остальное

В объемном выражении это составило, л:

ТЭАС-М 20

NаОН 180

Неонол 35

Пластовая вода 3265.

Все это тщательно перемешали и получили состав удельного веса 1,13 г/см³. Превышение удельного веса такого состава над удельным весом нефти составило 1,13 0,961 0,169 г/см³, что достаточно для обеспечения нормального "продвижения" разжижителя сквозь столб нефти от приема насоса до призабойной зоны. Ввиду достаточно высокого превышения удельного веса подачу разжижителя производили со скоростью 0,2 от объема добываемой нефти, т.е. 9 0,961 х 0,2 1,87 м³/сут.

После выхода на рабочий режим добываемая со скважины продукция имела следующие параметры: удельный вес 0,995 г/см³, вязкость 81 спз.

Пример 2. Данные по скважине те же. Плотность нефти 0,92 г/см³, вязкость в поверхностных условиях при температуре 50^oС 950 спз. Дебит скважины 5 тс/сут.

Приготовили 5 м³ разжижителя следующего состава, мас.

Анионоактивное ПАВ /сульфанол/ 0,57

КОН 20% концентрации 6,3

Неионогенное ПАВ/дисольван/ 0,8

Пластовая вода хлоркальциевого типа с содержанием хлористых солей 20% Остальное.

В объемном выражении это составило, л:

сульфанол 28,5

КОН 315

Дисольван 40

Пластовая вода 4616,5.

Все это тщательно перемешали и получили разжижитель удельного веса 1,18 г/см³. Превышение удельного веса приготовленного состава над удельным весом нефти равно 1,18 0,92 0,26 г/см³. Ввиду значительного превышения удельного веса разжижителя подачу его сделали минимальной и равной 0,2 от объема дебита скважины: 5 0,92 х 0,2 0,92 м³/сут. Приготовленного раствора хватит на 5 0,92 5,4 сут.

После выхода на рабочий режим добываемая продукция имела следующие параметры: удельный вес 0,97 г/см³, вязкость 96 спз.

П р и м е р 3. Плотность нефти на другом блоке этого же месторождения составила 0,89 г/см³, вязкость 910 спз, дебит скважины 6 тс/сут.

Приготовили 4 м³ разжижителя следующего состава, мас.

Анионоактивное ПАВ /реагент ДС-РАС/ 0,3

NаОН 30% концентрации 0,5

Неионогенное ПАВ /превоцел/ 1,1

Пластовая вода хлоркальциевого типа с содержанием хлористых солей 6% Остальное.

В объемном выражении это составило, л:

Реагент ДС-РАС 12

Каустическая сода 20

Превоцел 44

Пластовая вода 3924.

Все это тщательно перемешали и получили состав удельного веса 1,05 г/см³, превышение удельного веса разжижителя над удельным весом нефти составило 1,05 0,89 0,16 г/см³, что достаточно для нормального опускания состава по всему стволу скважины. Подачу разжижителя делали со скоростью 0,35 от ожидаемого дебита нефти, т.е.

6 0,89 x 0,35 2,36 м³/сут.

После выхода на рабочий режим добываемая продукция имела следующие параметры: удельный вес 0,94 г/см³, вязкость 90 спз. Глубинно-насосное оборудование при таких параметрах продукции работало нормально.

П р и м е р 4. В другом блоке месторождения плотность нефти 0,85 г/см³, вязкость 521 спз, ожидаемый дебит нефти 8 тс/сут.

Для таких условий приготовили 12 м³ разжижителя следующего состава:

ТЭАС-М /анионоактивное ПАВ/ 0,7

NаОН 5% концентрации 8,3

Неионогенное ПАВ /OП-1O/ 1,2

Пластовая вода хлоркальциевого типа с содержанием хлористых солей 9% остальное.

В объемном выражении это составило, л:

ТЭАС-М 84

Каустическая сода 996

ОП-10 144

Пластовая вода 10776.

Все это тщательно перемешали и получили состав удельного веса 1,07 г/см³. Разница удельных весов составила 1,07 0,85 0,22 г/см³, что достаточно для нормальной добычи высоковязкой нефти по данному способу. Учитывая достаточное превышение удельного веса разжижителя над нефтью, подачу его сделали равной 0,25 от объема добываемой нефти: 8 0,85 х 0,25 2,35 м³/сут.

После выхода на рабочий режим добываемая продукция имела следующие параметры: удельный вес 0,901 г/см³, вязкость 89 спз.

С внедрением данного способа добычи высоковязкой нефти улучшилась работа глубинно-насосного оборудования, повысился коэффициент подачи штангового глубинного насоса. Снятые динамограммы свидетельствовали о нормальной работе всего глубинного оборудования. Уменьшилось давление на устье скважины на 12 кгс/см².

Технология способа проста и для ее внедрения не требуется дополнительного оборудования. С внедрением способа снижаются затраты на добычу высоковязких нефтей и их транспортировку до объектов подготовки нефти.