способ теплового воздействия на залежи углеводородов

Формула изобретения

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.

Описание изобретения к патенту

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 (CO ₂) 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.