способ разработки залежи высоковязкой нефти (варианты)

Формула изобретения

1. Способ разработки залежи высоковязкой нефти, включающий закачку через нагнетательную скважину вытесняющего агента, отбор продукции через добывающие скважины, определение обводненности продукции, использование при нагнетании раствора, снижающего вязкость нефти, отличающийся тем, что при обводненности продукции ниже 55% в качестве раствора, снижающего вязкость нефти, используют раствор неионогенного поверхностно-активного вещества АФ9-4-6 - НПАВ АФ9-4-6 в углеводородном растворителе при их соотношении, об.%:

НПАВ АФ9-4-6	31-49
Углеводородный растворитель	51-69,

который перед закачкой смешивают с водой в соотношении 1:2, при этом объем закачки составляет 5-20% от объема нефти, находящейся в межскважинной зоне.

2. Способ разработки залежи высоковязкой нефти, включающий закачку через нагнетательную скважину вытесняющего агента, отбор продукции через добывающие скважины, определение обводненности продукции, использование при нагнетании раствора, снижающего вязкость нефти, отличающийся тем, что при обводненности продукции выше 55% в качестве раствора, снижающего вязкость нефти, используют раствор НПАВ АФ9-4-6 в углеводородном растворителе при следующем соотношении компонентов, об.%:

НПАВ АФ9-4-6	31-49
Углеводородный растворитель	51-69,

при этом объем закачки указанного раствора составляет 5-20% от объема нефти, находящейся в межскважинной зоне.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки залежей высоковязких нефтей.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти, подстилаемой водой, включающий закачку газообразного агента и добычу нефти, с целью снижения вязкости нефти, закачку газообразного агента производят в водоносную часть залежи до полного удаления подвижной воды, а добычу осуществляют после растворения газа в нефти (а.с № 620103, МПК Е21В 43/00, 43/18, опубл. 27.04.00). В качестве газообразного агента предлагается использовать углеводородный газ. Вязкость нефти не превышает 200 мПа·с.

Недостатком способа является низкая нефтеотдача пласта, связанная с незначительным снижением вязкости нефти из-за малой скорости проникновения газа в высоковязкие нефти с вязкостью более 200 мПа·с в пластовых условиях. Кроме этого, для закачки углеводородных газов требуется специальное оборудование.

Известен способ воздействия (патент RU № 2327728, МПК С09К 8/584, опубл. 27.06.2008. Бюл. № 18) на призабойную зону нефтяного пласта на основе состава, включающего оксиэтилированные изононилфенолы со степенью оксиэтилирования 4-12, углеводородный растворитель и в качестве нефтяного сульфоната содержащего присадку С-150, при следующем соотношении компонентов:

Присадка С-150	2,0-25,0
Оксиэтилированные изононилфенолы со степенью
оксиэтилирования 4-12	1,5-20,0
Углеводородный растворитель	остальное.

Состав готовят смешением компонентов до получения однородного раствора. После закачки раствора в призабойную зону и/или в пласт при взаимодействии с пластовой или закачиваемой водой в промытых зонах образуется высоковязкая эмульсия, которая повышает фильтрационное сопротивление в высокопроницаемых водонасыщенных пропластках.

Недостатками способа являются повышенная вязкость образующихся эмульсий, низкая эффективность при разработке залежей высоковязких нефтей.

Также известен способ разработки высоковязкой нефти с использованием в качестве разжижающего состава углеводородокисляющих бактерий с питательными солями в водном растворе (патент RU № 2195549, МПК Е21В 43/22, опубл. 27.12.2002, бюл. № 36) при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Углеводородокисляющие бактерии	0,05-0,15
Питательные соли	0,07-0,3
Вода	остальное.

В качестве углеводородокисляющих бактерий (УОБ) используют бактерии, обладающие способностью снижать вязкость нефти и обессеривать ее, например: штамм Pseudomonas species-45.

Недостатком способа является то, что указанные углеводородокисляющие бактерии в процессе переработки нефти в первую очередь потребляют легкие компоненты, содержащиеся и без того в малом количестве в высоковязкой нефти, и снижают их содержание в составе нефти, что ведет к ухудшению качества нефти и увеличению ее вязкости.

Кроме этого, способ обладает низкой эффективностью при разработке высоковязких нефтей, в то время как в известном способе используются менее вязкие нефти.

Наиболее близким по технической сущности является способ (прототип) добычи высоковязкой обводненной нефти (а.с. 1798487, МПК Е21В 43/22, опубл. 28.02.93. Бюл. № 8), включающий снижение вязкости водонефтяной эмульсии путем подачи на прием водоглубинного насоса блоксополимеров окиси этилена и пропилена в смеси с растворителем в соотношении 1:1. В качестве растворителя используют толуольную фракцию или нефрас А 150/330 или кубовые остатки производства бутанола.

Недостатком способа является необходимость постоянного промыслового контроля. По прототипу плотность исследуемых нефтей в пластовых условиях находится в интервале 808-900 кг/м³. По существующей классификации к тяжелым (высоковязким) нефтям относятся нефти, вязкость которых в пластовых условиях свыше 200 мПа·с и до 10000 мПа·с и плотность выше 900 кг/м³. В предлагаемом способе плотность разрабатываемых нефтей находится в интервале 940-965 кг/м³ в условиях пласта. Поэтому еще одним недостатком известного способа является низкая эффективность при разработке залежей высоковязких нефтей с плотностью в пластовых условиях выше 900 кг/м³.

Технической задачей данного изобретения является повышение эффективности извлечения высоковязкой нефти за счет значительного снижения вязкости нефти путем закачки раствора, снижающего вязкость нефти.

Поставленная задача достигается способом разработки залежи высоковязкой нефти, включающим закачку через нагнетательную скважину вытесняющего агента, отбор продукции через добывающие скважины, определение обводненности продукции, использование при нагнетании раствора, снижающего вязкость нефти.

Новым является то, что при обводненности продукции ниже 55% в качестве раствора, снижающего вязкость нефти, используют раствор неионогенного поверхностно-активного вещества АФ₉-4-6 в углеводородном растворителе при их соотношении, % об.:

Неионогенное поверхностно-активное вещество АФ9-4-6	31-49
Углеводородный растворитель	51-69,

который перед закачкой смешивают с водой в соотношении 1:2, при этом объем закачки указанного раствора составляет 5-20% от объема нефти, находящейся в межскважинной зоне.

Поставленная задача достигается способом разработки залежи высоковязкой нефти, включающим закачку через нагнетательную скважину вытесняющего агента, отбор продукции через добывающие скважины, определение обводненности продукции, использование при нагнетании раствора, снижающего вязкость нефти.

Новым является то, что при обводненности продукции выше 55% в качестве раствора, снижающего вязкость нефти, используют раствор неионогенного поверхностно-активного вещества АФ₉-4-6 в углеводородном растворителе при следующем соотношении компонентов, % об.:

Неионогенное поверхностно-активное вещество АФ9-4-6	31-49
Углеводородный растворитель	51-69,

при этом объем закачки указанного раствора составляет 5-20% от объема нефти, находящейся в межскважинной зоне.

Основные трудности при добыче высоковязких нефтей связаны с их аномально высокими вязкостями в пластовых условиях. Методы разработки высоковязких (тяжелых) нефтей направлены на снижение их вязкости либо путем разогрева пласта за счет закачки теплоносителей (дорогостоящий метод), либо закачкой агентов, снижающих вязкость нефти, например, углеводородных растворов неионогенных поверхностно-активных веществ (НПАВ).

Механизм действия углеводородного раствора НПАВ на высоковязкую нефть заключается в том, что, с одной стороны, растворитель, смешиваясь с высоковязкой нефтью, снижает ее вязкость, с другой стороны, НПАВ при определенной концентрации образует с нефтью маловязкие прямые водонефтяные эмульсии типа масло в воде (м/в), т.е. внешней фазой (дисперсионной средой) этих эмульсий является вода. Для таких эмульсий характерно снижение вязкости при разбавлении их водой. Кроме этого, в результате взаимодействия двух несмешивающихся жидкостей, таких как углеводородный растворитель и вода в присутствии НПАВ, образуются прозрачные при 8°С микроэмульсии (м/э). Все эти процессы способствуют снижению вязкости высоковязкой нефти за счет комплексного воздействия углеводородного растворителя и НПАВ.

В качестве неионогенного поверхностно-активного вещества (НПАВ) используют оксиэтилированные алкилфенолы со степенью оксиэтилирования 4-6 АФ₉-4, АФ₉-6 (ТУ 2483-077-05766801-98) ОАО "Нижнекамскнефтехим". По своим физико-химическим свойствам НПАВ АФ₉-4-6 относятся преимущественно к маслорастворимым ПАВ. Они хорошо растворяются в большинстве органических растворителей, в воде диспергируются с образованием эмульсий.

В качестве углеводородного растворителя используют Абсорбент 50/370 с плотностью 0,820 г/см³ Нижнекамского химкомбината (ТУ 2411-139-05766801-2007), нефрас 150/330 (ТУ 38.1011049-98), Абсорбент А-2 (ТУ 2411-418-05742686-98), бензин висбрекинга ОАО "ТАНЕКО".

Вода, которую используют для смешения с углеводородным раствором НПАВ в соотношении 1:2, может быть как пресной, так и минерализованной с плотностью не более 1120 кг/м³.

Проведены лабораторные исследования влияния на вязкость высоковязких нефтей растворов НПАВ АФ₉-4-6 в углеводородном растворителе. Лабораторные исследования проводились на нефтях Мордово-Кармальского месторождения с плотностью 945 кг/м³ и Ашальчинского месторождения с плотностью 970 кг/м³ в поверхностных условиях.

По первому варианту при обводненности нефти ниже 55% углеводородные растворы НПАВ АФ₉-4-6 смешиваются с водой в соотношении 1:2 и перемешиваются с помощью электромешалки в течение 5-10 минут со скоростью 500 об/мин. Концентрация НПАВ АФ₉-4-6 в полученных растворах меняется от 31% до 49% об. Ранее проведенные исследования показали, что при концентрации НПАВ в растворе меньше 31% об. не достигается эффективного снижения вязкости нефти. А увеличение концентрации НПАВ в растворе, содержащем воду в соотношении 1:2, выше 49% об. не дает кратного увеличения эффективности процесса.

Исходя из этих же соображений, были определены верхний и нижний пределы концентрации углеводородного растворителя (51-69% об.) в углеводородном растворе НПАВ АФ₉-4-6, разбавленном водой в соотношении 1:2.

Готовый раствор НПАВ в углеводородном растворителе, смешанный с водой в соотношении 1:2, после перемешивания на электромешалке в виде эмульсии вводится в высоковязкую нефть, при этом количество (объем закачки) углеводородного раствора НПАВ может составлять 5, 10, 15, 20% от объема нефти. Полученная смесь перемешивается на электромешалке в течение 10 мин, после чего измеряются величины динамической вязкости при 8°С на реовискозиметре Rheomat RM-180 в диапазоне скоростей 5,4 с^-1 - 1280 с^-1. Температура 8°С выбрана исходя из того, что большинство месторождений высоковязких нефтей находятся на небольшой глубине и характеризуются пластовой температурой 8-10°С.

Динамика изменения величины динамической вязкости высоковязкой нефти Ашальчинского месторождения от концентрации углеводородного раствора НПАВ АФ₉-6, разбавленного водой в соотношении 1:2 при разных скоростях сдвига, приведена в табл.1. В таблице также приведены величины кратного снижения вязкости высоковязкой нефти после введения углеводородного раствора НПАВ АФ₉-6 при скоростях сдвига 6,5 c ^-1 и 146 с^-1. Скорость сдвига 6,5 с^-1 выбрана из условия, что она близка к сдвиговым напряжениям, действующим на жидкость в пластовых условиях, а 146 с^-1 - при движении жидкости в призабойной зоне пласта. В том и другом случае происходит значительное снижение исходной вязкости высоковязкой нефти. В зависимости от содержания углеводородного раствора НПАВ в нефти и концентрации НПАВ АФ₉-6 в растворителе снижение вязкости при скорости 6,5 с^-1 происходит в 1,4-646 раз, а при скорости 146 c^-1 - в 1,5-1080 раз.

С помощью кондуктометра ОК-102/1 (Венгрия) были определены величины электропроводности и тип получающихся эмульсий. Без НПАВ водонефтяные системы являются обратными эмульсиями типа "вода в масле" (в/м), в присутствии НПАВ происходит постепенное повышение электропроводности, а затем наступает инверсия фаз, и эмульсии становятся прямыми " масло в воде "(м/в), т.е. внешней фазой (дисперсионной средой) этих эмульсий является вода. Для таких эмульсий характерно снижение вязкости при разбавлении их водой.

Процесс разбавления эмульсии водой не бесконечный, при некоторой степени разбавления наступает разрушение эмульсии с разделением ее на высоковязкую нефть и воду. С целью предотвращения разрушения в пластовых условиях маловязких эмульсий на основе углеводородных растворов НПАВ и высоковязкой нефти при обводненности последней выше 55% предлагается закачивать углеводородные растворы НПАВ АФ₉-4-6 без введения дополнительной воды. Методика приготовления растворов, снижающих вязкость нефти (с обводненностью выше 55%, т.е. по второму варианту), заключается в том, что НПАВ АФ₉-4-6 добавляется в углеводородный растворитель с концентрациями 31-49 объемных процентов. При этом происходит многократное снижение вязкости высоковязкой нефти. Результаты приведены в табл.2.

Также были проведены аналогичные исследования, в которых в качестве растворителя использовались: Нефрас 150/330, бензин висбрекинга, не прошедший стадию гидроочистки, производства ОАО "ТАНЕКО" (табл.3).

Таблица 1
Величина динамической вязкости высоковязкой нефти Ашальчинского месторождения с обводненностью 38%, содержащей различные количества углеводородного раствора НПАВ, разбавленного водой в соотношении 1:2, при разных скоростях сдвига
Скорость сдвига, с-1	Исходная вязкость нефти, мПа·с	15% АФ9-6 в р-ле	31% АФ9-6 в р-ле	49% АФ9-6 в р-ле
Размер оторочки углев-го раствора НПАВ в нефти, %	5	10	15	20	5	10	15	20	5	10	15	20
5,4	41800	20100	12200	1970	189	7200	1052	1024	76	187	321	708	1750
6,5	40700
9,0	40200	16800	9690	1370	79	5040	833	488	51	103	206	592	1450
16,2	37400	15000	7240	1160	60	2150	729	375	42	86	172	512	1100
27	34000	13300	4400	977	50	1210	628	341	39	78	156	455	995
48,6	31481	12100	2090	899	42	905	511	310	35	78	155	411	855
81	29150	12000	1010	721	35	764	425	300	25	78	155	381	768
146	26990
243	24991	10100	647	592	30	452	372	290	25	81	135	320	603
437	23140	9266	540	493	30	434	233	290	25	80	130	320	603
729	21426	8501	449	411	30	362	194	290	25	80	130	320	605
1280	19839	7799	375	343	30	301	161	290	25	77	130	320	605
* - кратное уменьшение вязкости при скорости сдвига 6,5 с -1
** - кратное уменьшение вязкости при скорости сдвига 146 с -1

Таблица 2
Величина динамической вязкости нефти, содержащей разные количества углеводородного раствора НПАВ, при разных скоростях сдвига
Скорость сдвига, с1	Исходная вязкость нефти, мПа·с	15% об. АФ9-6 в р-ле (ПАВ-15 р-ль-85) % об.	31% об. АФ9-6 в р-ле (ПАВ-25, р-ль-75) % об.	49% об. АФ9-6 в р-ле (ПАВ-49, р-ль-51) % об.
Размер оторочки углев-го раствора НПАВ в нефти, %	5	10	15	20	5	10	15	20	5	10	15	20
5,4	41800	12800	2980	1200	580	6070	1670	1150	652	127	177	708	1750
6,5	40700	12100	2800	1190	540	5550	1360	1117	494	106	170	681	1600
9,0	40200	10900	2780	1180	525	5200	1140	1080	374	88	165	592	1450
16,2	37400	9420	2600	1170	500	4260	952	844	283	80	160	512	1100
27	34000
48,6	31481	7200	2500	1150	405	1760	621	567	186	78	148	411	855
81	29150	6360	2500	1120	375	1020	518	463	158	78	148	381	768
146	26990
243	24991	4716	2308	1078	256	970	387	345	119	81	145	320	603
437	23140	4136	2219	1057	215	933	337	307	106	80	143	296	590
729	21426	3628	2134	1037	201	897	315	271	99	80	142	274	523
1280	19839	3183	2052	1016	199	854	294	240	97	77	140	254	467
* - кратное уменьшение вязкости при скорости сдвига 6,5 с -1
** - кратное уменьшение вязкости при скорости сдвига 146 с -1

Таблица 3
Динамическая вязкость высоковязкой нефти Ашальчинского месторождения, содержащей раствор НПАВ АФ9-4 в бензине висбрекинга, разбавленной водой в соотношении 1:2, при разных скоростях сдвига
Скорость сдвига, с-1	Вязкость исходной нефти, мПа·с	Динамическая вязкость нефти, содержащей 31% раствор АФ9 -4 в бензине висбрекинга в соотношении 1:2 с водой, мПа·с
Размер оторочки раствора в нефти (% об.),	5	10	15	20
5,4	41800	35100	19400	1750	60
6,5	40700	31500	18600	1480	45
9,0	40200	28500	17300	1250	35
16,2	37400	25500	15500	950	27
27	34000	24100	13700	780	22
48,6	31481	21500	9720	663	19
81	29150	-	3280	561	17
146	26990	-	943	460	15
243	24991	-	810	390	14
437	23140	-	776	335	14
729	21426	-	670	-	14
1280	19839	-	503	-	14

Эффективность вариантов предлагаемого способа в сопоставлении с известным способом оценивали в лабораторных условиях путем сравнения степени снижения вязкости высоковязкой нефти, результаты представлены в табл.4. Как видно из таблицы, при введении в высоковязкую нефть при температуре 8°С углеводородного раствора НПАВ АФ₉-4-6 вязкость ее снижается в интервале от 8 до 44 раз, а по известному способу вязкость нефти снижается всего в 6,8-6,9 раза.

Пример конкретного применения

В промысловых условиях для осуществления вариантов технологии на основе углеводородного раствора НПАВ требуются два насосных агрегата типа ЦА-320 и автоцистерны (АЦ) с товарной формой НПАВ АФ₉-4-6 и АЦ с растворителем в количестве, необходимом для реализации технологии, емкость для приготовления рабочего раствора (АЦ).

Для реализации вариантов способа, например, на участке залежи высоковязкой нефти, состоящем из одной нагнетательной скважины (в центре), через которую осуществляется закачка вытесняющего агента, и пяти добывающих скважин, расположенных на расстоянии порядка 50-100 м от данной нагнетательной скважины и из которых ведется отбор продукции, определяется обводненность добываемой продукции.

Обводненность продукции составляет 38%. Поскольку обводненность продукции ниже 55% (первый вариант), то в качестве раствора, снижающего вязкость нефти, используют раствор НПАВ АФ₉-4-6 в углеводородном растворителе, смешанный с водой в соотношении 1:2. Далее рассчитывается необходимое количество реагентов для приготовления раствора НПАВ в углеводородном растворителе. Для этого первоначально рассчитываем объем нефти, заключенный в цилиндре пласта вокруг нагнетательной скважины, по формуле:

где Vн - объем нефти, м³;

- константа=3,14;

R - расстояние между нагнетательной и добывающей скважинами, м;

h - нефтенасыщенная толщина пласта, м;

S - нефтенасыщенность, д.ед.;

m - пористость, д.ед.

Необходимый объем закачки углеводородного раствора НПАВ составляет 5-20% от объема нефти Vн.

При R=50 м, h=6 м, S=0,65, m=0,22 Vн равен 3367,7 м³. Объем оторочки раствора составляет 15% V_H от объема нефти, следовательно, объем углеводородного раствора НПАВ равен 505 м³ (соответственно Vнпав=42 м³, Vp-ля=126 м³ и воды при соотношении 1:2 Vв=337 м³). При этом их концентрация в растворе равна, % об., НПАВ - 8,3, растворителя - 25, вода - остальное. Способ также можно реализовывать через добывающую скважину, при этом осуществляются аналогичные расчеты необходимых объемов реагентов.

Приготовление 1 м³ 35% раствора НПАВ в растворителе осуществляется следующим образом: насосным агрегатом из АЦ с товарной формой НПАВ АФ₉-6 подается 350 л АФ₉-6, из АЦ с растворителем 650 л абсорбента 50/370 в емкость (АЦ) для приготовления рабочего раствора, затем подается 2 м³ воды с водовода (соотношение 1:2). В течение 20-30 мин все перемешивается на максимально возможной производительности насосного агрегата по схеме: емкость для приготовления рабочего раствора (АЦ) - насосный агрегат - емкость для приготовления рабочего раствора (АЦ). Полученную эмульсию из емкости для приготовления рабочего раствора вторым насосным агрегатом закачивают в скважину.

По второму варианту при обводненности продукции (равной 65%), т.е. выше 55%, осуществляется закачка углеводородного раствора НПАВ, не разбавленного водой. Для приготовления 1 м³ 35% об. раствора НПАВ в углеводородном растворителе подается в АЦ для приготовления рабочего раствора 350 л (35% об.) НПАВ АФ₉-4 и 650 л (65% об.) абсорбента 50/370. В течение 20-30 мин все перемешивается, раствор закачивается в скважину. Поскольку концентрация НПАВ высока в растворе, достаточно будет закачать оторочку меньшего размера, например 5% от Vн. После закачки оторочки углеводородного раствора НПАВ осуществляется заводнение в обычном режиме.

Применение вариантов предлагаемого способа при разработке залежей высоковязких нефтей повышает эффективность извлечения высоковязкой нефти за счет значительного снижения вязкости нефти путем закачки раствора, снижающего вязкость нефти.