[1]Изобретение относится к способам разработки месторождения сверхвязкой нефти (СВН) тепловыми методами с использованием водяного пара и растворителей.
[2]Известен способ извлечения вязкой нефти с повышенным содержанием асфальтеновых компонентов (патент США №4469177, МПК Е21В 43/24, опубл. 04.09.1984). Способ включает закачку в пласт ароматического растворителя, содержащего 45-60% фенолов, карбоновых кислот и их ангидридов последовательно с закачкой пара, с одновременным отбором продукции при продолжающейся закачке пара.
[3]Недостатком способа является то, что последовательная закачка растворителя и пара менее эффективна, чем их совместная закачка. Кроме того, растворитель, содержащий фенол, не соответствует требованиям экологической безопасности.
[4]Известен способ разработки залежи тяжелой нефти и природных битумов (патент Канады №2342955, МПК Е21В 43/24, опубл. 04.10.2002). Способ включает закачку пара, создание паровой камеры, совместную закачку пара и углеводородного растворителя и отбор продукции. Процесс дополнительно включает циклическое чередование совместной закачки пара и углеводородного растворителя.
[5]По данному способу не контролируется температура паровой камеры. Кроме того, при закачке не учитывается фазовое состояние растворителя в пластовых условиях, приводится только температура кипения растворителей в поверхностных условиях. Еще одним недостатком способа является применение парафиновых углеводородных растворителей, которые способны вызвать осаждение асфальтосмолистых веществ при взаимодействии с тяжелой и сверхвязкой нефтью.
[6]Все эти факторы обуславливают низкую эффективность нефтеизвлечения тяжелой и сверхвязкой нефти по данному способу.
[7]Наиболее близок к предлагаемому способ разработки залежей тяжелой и сверхвязкой нефти (патент РФ №2387818, МПК Е21В 43/24, опубл. 27.04.2010), включающий закачку пара в пласт, прогрев пласта с созданием паровой камеры, совместную закачку пара и углеводородного растворителя с поддержкой температуры в паровой камере не ниже температуры фазового перехода смеси пар/углеводородный растворитель, отбор продукции.
[8]Недостатком способа является то, что при совместной закачке растворителя и пара, несмотря на то, что осуществляется поддержка температуры в паровой камере не ниже температуры фазового перехода смеси пар/углеводородный растворитель, при этом не контролируется соотношение количества растворителя и пара. При большом избытке объема закачиваемого пара происходит его прорыв в добывающую скважину, что может привести к выходу из строя насосного оборудования и снижению эффективности процесса нефтеизвлечения в целом. При недостаточном объеме пара закачиваемый растворитель не прогревается до температуры паровой камеры, из-за этого происходит снижение эффективности парогравитационного дренирования нефти совместно с растворителем.
[9]Технической задачей изобретения является повышение эффективности извлечения сверхвязкой нефти методом парогравитационного дренирования совместно с растворителем и сокращение материальных затрат при совместной закачке углеводородного растворителя и пара за счет регулирования соотношения углеводородного растворителя и пара.
[10]Техническая задача решается способом разработки месторождения сверхвязкой нефти методом парогравитационного дренирования совместно с растворителем, включающим закачку пара в пласт, прогрев пласта с созданием паровой камеры, совместную закачку углеводородного растворителя и пара с поддержкой температуры в паровой камере, отбор продукции.
[11]Новым является то, что осуществляют совместную закачку углеводородного растворителя и пара, при массовом соотношении углеводородного растворителя и пара, равном 1:(2,2-10,9), в зависимости от содержания в растворителе ароматической фракции.
[12]Сущность изобретения.
[13]Основные трудности при добыче сверхвязкой нефти связаны с аномально высокой вязкостью нефти в пластовых условиях. Вязкость СВН значительно снижается с увеличением температуры. Среди тепловых методов извлечения нетрадиционных запасов нефти выделяется метод парогравитационного дренажа. Этот способ воздействия предполагает нагнетание пара в нагнетательную горизонтальную скважину, после чего нагретая нефть со сниженной вязкостью стекает к горизонтальной добывающей скважине. Расширением этого метода является совместная закачка пара и углеводородного парообразного растворителя. Парообразный растворитель медленно поднимается вверх, формируя паровую камеру в основной части продуктивной залежи над нагнетательной скважиной. Парообразный растворитель смешивается с СВН на поверхности раздела растворитель/нефть, после чего происходит диффузия пара в общую массу СВН.
[14]Совместная закачка пара и углеводородного парообразного растворителя ведет к повышению эффективности извлечения сверхвязкой нефти.
[15]Для повышения эффективности применения метода парогравитационного дренирования совместно с растворителем необходимо учитывать совместимость сверхвязкой нефти и растворителя, а также термодинамические условия применения метода в целом, такие как режимы давления и температуры в пласте и тепловой баланс процесса теплообмена между паром и растворителем при совместной закачке в пласт.
[16]При закачке жидкого растворителя необходимо создать такие пластовые условия, чтобы углеводородный растворитель находился в паровой камере в парообразном состоянии. Для этого количество тепла, поступающего в пласт за счет закачки пара, должно быть достаточным, чтобы прогреть холодный жидкий растворитель до парообразного состояния до достижения им паровой камеры и поддерживать температуру в самой паровой камере не ниже температуры фазового перехода смеси пар/углеводородный растворитель. Поэтому регулируют соотношение количества закачиваемого растворителя и пара, при котором эффективность применения данного растворителя повышается.
[17]С целью создания этих условий проводят расчет теплового баланса при закачке холодного жидкого углеводородного растворителя и пара. В качестве растворителя в расчетах использовался бензол, относящийся к ароматическим углеводородам. Бензол является основным компонентом алкилбензольных и ароматических углеводородных растворителей, признанных наиболее подходящими растворителями для совместного применения с тепловым воздействием на основе наших ранее проведенных исследований. Высокая вязкость СВН обусловлена повышенным содержанием в этой нефти смол и асфальтенов в виде сложных ассоциатов. Доля ароматического углерода в асфальтено-смолистых веществах (АСВ) высока, поэтому они лучше растворяются в ароматических растворителях и их производных, содержащих в своем составе от 16 до 80% ароматической фракции. Предварительно при проверке на совместимость растворителя и СВН исследуют возможность выпадения асфальтено-смолистых веществ в избытке растворителя. Растворители, в которых происходит выпадение в осадок асфальтено-смолистых веществ, не пригодны для применения при паротепловом воздействии, потому что выпавший осадок АСВ закупоривает поры пласта и снижает его проницаемость.
[18]Тепловой баланс рассчитывают по данным материального баланса с учетом тепловых эффектов химических реакций и физических превращений (испарение, конденсация и т.п.). Чтобы не происходило непроизводительного расхода пара, количество тепла (Qпр), поступающего в пласт с закачкой высокотемпературного пара, должно равняться количеству тепла, необходимого для поддержания температуры в созданной паровой камере, и количеству тепла, необходимого для нагрева закачиваемого холодного жидкого растворителя до парообразного состояния (Qpacx):
[19]
[20]Количество тепла, поглощаемого или выделяемого веществами (пар, растворитель), участвующими в процессе теплообмена, рассчитывается по формуле:
[21]
[22]где m - количество вещества (пар, растворитель), кг;
[23]Ср - удельная теплоемкость этого вещества, кДж/(кг°С);
[24]Δt- изменение температуры,°С.
[25]При расчетах теплового баланса процесса закачки холодного жидкого растворителя в предварительно прогретый закачкой пара пласт были сделаны некоторые допущения. А именно учитывалось тепло, переданное от горячего пара холодному растворителю, и тепло для поддержания температуры паровой камеры, а потери тепла в пласте в расчет не брались.
[26]В расчетах использованы следующие исходные данные:
[27]- температура закачиваемого пара - 210°С;
[28]- начальная температура растворителя - 10°С;
[29]- предельно допустимое снижение температуры паровой камеры (заданная температура) - 190°С;
[30]- удельная теплоемкость пара Срп=2,101 кДж/(кг°С);
[31]- удельная теплоемкость жидкого бензола Срж=1,74 кДж/(кг°С);
[32]- удельная теплоемкость парообразного бензола Срг=1,047 кДж/(кг°С);
[33]- удельная теплота парообразования бензола λ=394 кДж/(кг°С).
[34]Результаты расчета теплового баланса процесса разработки месторождения сверхвязкой нефти методом парогравитационного дренирования совместно с растворителем приведены в таблице 1.
[35]Из условия материального баланса расчеты велись на 1 кг пара. На первом этапе рассчитывают количество тепла, поступающего в пласт за счет закачки пара с температурой 210°С (пункт 1 в таблице 1).
[36]Далее определяют количество тепла, которое пойдет на поддержание температуры в паровой камере на уровне 190°С (пункт 2).
[37]Затем рассчитывают общее количество тепла для прогрева закачиваемого растворителя (пункт 3).
[38]При совместной закачке холодного растворителя и пара тепло, отдаваемое паром, расходуется на:
[39]а) нагрев холодного растворителя с температурой 10°С до температуры испарения 80°С (пункт 4);
[40]б) переход жидкого растворителя из жидкого состояния в парообразное (пункт 5);
[41]в) нагрев парообразного растворителя от температуры 80°С до температуры 190°С (пункт 6).
[42]Далее суммируют количество тепла, необходимого для полного прогрева идеального растворителя (бензол) (пункт 7), с жидкого до парообразного состояния.
[43]
[44]Исходя из условия теплового баланса, количество тепла, которое может быть затрачено на прогрев закачиваемого холодного растворителя, должно равняться количеству тепла, отдаваемого паром (пункт 8).
[45]На основании этого равенства рассчитывают количество растворителя (бензол), которое можно нагреть за счет тепла, отданного 1 кг пара (пункт 9).
[46]И в заключение определяют соотношение количества растворителя и пара, необходимого для поддержания температуры в паровой камере, равной 190°С, при их совместной закачке для разработки месторождения сверхвязкой нефти методом парогравитационного дренирования (пункт 10).
[47]Поскольку в реальности растворитель бензол не используется для закачки в пласт исходя из экологических и экономических требований были рассмотрены растворители, которые производятся в промышленном масштабе и могут быть использованы при разработке месторождения СВН. Все эти растворители относятся к ароматическим нефтяным растворителям и содержат от 5 до 100% ароматических углеводородов. Содержание ароматических углеводородов в бензоле равно 100%. Содержание ароматической фракции в растворителе является основным критерием при выборе растворителя для процесса парогравитационного дренирования, поэтому для растворителей в расчетах введены поправочные коэффициенты, учитывающие содержание ароматической фракции в данном растворителе. Например, если в растворителе содержание ароматической фракции равно 50%, то берется поправочный коэффициент К=0,5, рассчитываемый по формуле (3):
[48]
[49]на который умножается количество идеального растворителя (бензола), и определяется количество растворителя, которое переводится в парообразное состояние также одним килограммом пара. В таблице 2 приведены поправочные коэффициенты, рассчитанные по уравнению 3, для некоторых известных растворителей. Далее определяют соотношение растворителя и пара для их совместной закачки.
[50]
[51]Как видно из таблицы 2, для приведенных растворителей разброс соотношений растворителя и пара составляет от 1:1,8 до 1:35,7. Для того чтобы закачиваемый растворитель прогрелся до температуры паровой камеры, необходимо менять количество совместно закачиваемого пара в зависимости от содержания ароматической фракции в растворителе. При выборе растворителя для разработки месторождения СВН методом парогравитационного дренирования совместно с растворителем учитывают стоимость растворителя и его технологическую эффективность. При соотношениях растворителя и пара ниже 1:2,2 затраты на растворитель могут оказаться слишком высокими, а также высокие концентрации токсичных компонентов могут не соответствовать экологическим требованиям. При более высоких соотношениях растворителя и пара (более 1:10,9) происходит непроизводительный расход пара, технологическая эффективность такого растворителя невысокая, что также снижает рентабельность метода. Исходя из этих критериев, наиболее оптимальным диапазоном соотношений растворителя и пара при их совместной закачке является 1:(2,2-10,9).
[52]Пример конкретного выполнения. На опытном участке Ашальчинского месторождения СВН, находящемся на глубине 90 м, представленном неоднородными пластами толщиной 20-30 м с температурой 8°С, давлением 0,5 МПа, нефтенасыщенностью 0,70 доли ед., пористостью 30%, проницаемостью 2,65 мкм, с нефтью, имеющей плотность 960 кг/м3 пробурена пара горизонтальных скважин, которая состоит из нагнетательной и добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно одна над другой в вертикальной плоскости продуктивного пласта и оснащены колонной насосно-компрессорных труб. В скважины спущены термодатчики по всей длине стволов, позволяющие контролировать температуру паровой камеры. В процессе добычи сверхвязкой нефти в нагнетательную скважину закачивали пар, который, распространяясь вверх, создал паровую камеру. Среднесуточный объем закачки пара в указанную скважину составляет 85000 кг.Для увеличения эффективности извлечения СВН осуществляли совместную закачку растворителя промышленного РП (ТУ 0258-007-60320171-2016) в количестве 40000 кг, массовое соотношение реагентов не учитывалось. Дебит по нефти после закачки пара составил 20,8 т/сут.
[53]Через год в этой же скважине была вновь проведена совместная закачка пара и растворителя РП с плотностью 740 кг/м3 и содержанием ароматической фракции 20%. Среднесуточный объем закачки пара в указанную скважину составляет 70000 кг. По уравнению 3 находят поправочный коэффициент для указанного растворителя, который равен 0,2. Далее рассчитывают количество растворителя РП, которое можно прогреть за счет закачки 70000 кг пара на основе равенства 7 (таблица 3). Масса растворителя равняется 7971,5 кг. Рассчитывается массовое соотношение растворителя РП и пара (пункт 8 таблица 3), которое составляет 1:8,8. Для того чтобы растворитель прогрелся до нужной температуры при среднесуточном дебите закачиваемого пара, равном 70000 кг, с температурой 210°С, необходимо одновременно закачивать 7971,5 кг растворителя РП с исходной температурой 10°С. Соотношение растворителя и пара при этом составляет 1:8,8, которое входит в оптимальный диапазон.
[54]Расчетное количество жидкого растворителя РП подается в нагнетательный трубопровод пара с помощью дозатора с производительностью 7 л/мин.
[55]В процессе закачки жидкий растворитель РП, двигаясь совместно с паром в соотношении 1:8,8 по колонне НКТ и далее по пласту, прогревается до температуры кипения растворителя и начинает испаряться и достигает границ паровой камеры уже в парообразном состоянии. На границе паровой камеры происходит теплообмен между парами растворителя и сверхвязкой нефтью, растворитель диффундирует в нефть, нефть разогревается, вязкость ее снижается, а подвижность увеличивается. Ставшая подвижной нефть продвигается по пласту и отбирается через добывающую скважину.
[56]
[57]Дебит по нефти при этом составил 27 т/сут. Прирост среднесуточного дебита по нефти в результате совместной закачки растворителя РП и пара с соотношением 1:8,8 составил около 22,9%. При рассчитанном соотношении закачиваемого растворителя и пара эффективность парогравитационного дренирования месторождения СВН совместно с растворителем гораздо выше эффективности процесса без регулирования массового отношения углеводородного растворителя и пара. При этом необходимый объем растворителя меньше, что ведет к сокращению материальных затрат.
[58]Предлагаемый способ повышает эффективность извлечения сверхвязкой нефти методом парогравитационного дренирования совместно с растворителем за счет регулирования массового отношения углеводородного растворителя и пара и сокращает материальные затраты при совместной закачке пара и углеводородного растворителя.
