Forbidden

You don't have permission to access /zzz_siteguard.php on this server.

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ ТЯЖЕЛЫХ НЕФТЕЙ И БИТУМОВ С ПРИМЕНЕНИЕМ ПАРА - Патент РФ 2172398
Главная страница  |  Описание сайта  |  Контакты
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ ТЯЖЕЛЫХ НЕФТЕЙ И БИТУМОВ С ПРИМЕНЕНИЕМ ПАРА
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ ТЯЖЕЛЫХ НЕФТЕЙ И БИТУМОВ С ПРИМЕНЕНИЕМ ПАРА

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ ТЯЖЕЛЫХ НЕФТЕЙ И БИТУМОВ С ПРИМЕНЕНИЕМ ПАРА

Патент Российской Федерации
Суть изобретения: Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки залежей нефти путем теплового воздействия. Способ разработки залежей тяжелых нефтей и битумов путем закачки в нагнетательную скважину пара, полученного из раствора углекислого или двууглекислого аммония при соотношении: углекислый или двууглекислый аммоний 0,08 - 0,10 мас. %, вода - остальное, с последующим отбором продукции через добывающую скважину. Технический результат: равномерное увеличение нефтеотдачи пласта, низкая коррозионная активность и пониженная стабильность водонефтяной эмульсии в течение всего периода эксплуатации скважины. 1 табл.
Поиск по сайту

1. С помощью поисковых систем

   С помощью Google:    

2. Экспресс-поиск по номеру патента


введите номер патента (7 цифр)

3. По номеру патента и году публикации

2000000 ... 2099999   (1994-1997 гг.)

2100000 ... 2199999   (1997-2003 гг.)
Номер патента: 2172398
Класс(ы) патента: E21B43/24
Номер заявки: 99110248/03
Дата подачи заявки: 13.05.1999
Дата публикации: 20.08.2001
Заявитель(и): Открытое акционерное общество "Татнефть" Татарский научно- исследовательский и проектный институт нефти
Автор(ы): Дияшев Р.Н.; Саттарова Ф.М.; Волков Ю.В.; Мазитов К.Г.; Нуриахметов Л.Г.
Патентообладатель(и): Открытое акционерное общество "Татнефть" Татарский научно- исследовательский и проектный институт нефти
Описание изобретения: Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к способам разработки залежей нефти 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 (CO2) 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 нагревании и растворении в ней углекислого газа.
Недостатком является то, что применение известного способа в промысловых условиях требует больших затрат, связанных с получением, транспортировкой и подачей CO2 в нагнетательную скважину. Кроме того, закачка CO2 совместно с паром не предотвращают выщелачивания сульфитно-сульфидных соединений, следовательно, не понижает коррозионной активности оборудования.
Наиболее близким к предлагаемому является способ разработки углеводородных залежей с применением газов газификации угольных пластов [2], заключающийся в том, что две залежи разрабатываются совместно и газы газификации угольного пласта применяются для генерирования пара, который закачивается во вторую нефтяную залежь, причем до закачки пара в эту залежь закачивают насыщенный раствор одной из углекислых или двууглекислых солей щелочных металлов или аммония.
Объем закачиваемого раствора (V, м3) рассчитывали по формуле:
V = π R2hKПKНKВыт,
где π = 3,14; R - радиус зоны закачки оторочки, м (экспериментально установлено, что R = (0,08 - 0,1) L, где L - расстояние между нагнетательной и добывающей скважинами; h - эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м; КП - коэффициент пористости, доли ед.; КН - коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.; КВыт - коэффициент нефтевытеснения, доли ед.
В результате закачки раствора одной из солей аммония происходит понижение коррозионной активности добываемой продукции и снижение стабильности водонефтяной эмульсии. Это достигается за счет того, что при повышении температуры соли разлагаются с выделением углекислого газа, который, растворясь в нефти, понижает ее вязкость и плотность. Раствор щелочных металлов или аммония создает оторочку щелочной среды, которая понижает коррозионную активность и нейтрализует кислую среду, тем самым понижает стабильность водонефтяной эмульсии. В результате коэффициент нефтеизвлечения увеличивается на 6-7%, скорость коррозии понижается в 6 раз, расход деэмульгатора понижается на 10-15%.
Однако эффект от закачки растворов реагента проявляется неравномерно: наибольший отмечается в начале разработки, а в дальнейшем постепенно понижается за счет вытеснения из пласта паром газов термического разложения реагента.
Целью предлагаемого способа является равномерное и стабильное повышение нефтеотдачи пласта, понижение коррозионной активности и снижение стабильности водонефтяной эмульсии в течение всего периода эксплуатации скважины с применением пара для вытеснения нефти.
Поставленная цель достигается способом разработки залежей тяжелых нефтей и битумов, включающим закачку раствора химического реагента и пара в нагнетательную скважину и отбор продукции через добывающую скважину.
Новым является то, что пар для закачки в пласт получают из раствора химического реагента, например, углекислых и двууглекислых солей аммония, при следующем соотношении компонентов, вес.%:
Углекислый аммоний - 0,08 -0,10;
Вода - Остальное
При получении пара из раствора углекислых и двууглекислых солей аммония происходит их разложение при температуре 60 и 36oC, 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.
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 см2, объем 292,3 см3. Выполнение работ было максимально приближено к промысловым условиям. Модель набивалась песчаником, отобранным на Мордово-Кармальском месторождении, с остаточной нефтенасыщенностью 14,5%. Для определения объема пор применяли пластовую воду того же месторождения. Модель была насыщена нефтью также Мордово-Кармальского месторождения. Проницаемость по воде составила 5,0 Дарси. Общая нефтенасыщенность составила 0,81. После окончательной подготовки модели к работе приступили к лабораторным испытаниям. Было проведено 4 опыта по 4 этапа в каждом.
Опыт 1. Испытывали известный способ разработки углеводородных залежей с применением газов газификации угольных пластов. В приготовленную модель с объемом пор 110 см3 до закачки пара был закачан насыщенный раствор углекислого аммония в количестве 5 см5. После закачки раствора реагента приступили к закачке пара, полученного из 1000 см3 воды. В период закачки раствора и пара происходило вытеснение из модели жидкости. Температура установилась на уровне 130oC. В процессе опыта было отобрано 1050 см3 жидкости, в том числе 70 см нефти. Исследованы физико-химические свойства вытесненных проб воды. Во всех исследованных пробах содержатся сульфидно-сульфитные соединения серы. Результаты анализов приведены в таблице.
При проведении опыта с применением известного способа реакция среды в пробах воды постепенно понижается с pH 9,4 до pH 7,4. Количество аммиака максимально в первой пробе, затем содержание его уменьшается в 10 и более раз. Скорость коррозии с уменьшением содержания в пробах аммиака увеличивается в 2-2,5 раза.
Опыт 2. Испытывался предлагаемый способ разработки залежи тяжелых нефтей и битумов с применением пара, полученного из раствора химического реагента. Модель была приготовлена аналогично с опытом N 1. 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 (вес. % - 0,06). Во время опыта получено 1012 см3 жидкости, в том числе 63 см3 нефти, по сравнению с опытом N 1 на 7 см3 меньше, что составляет 8,4% от исходного содержания нефти. Реакция среды во всех пробах нейтральная. Содержатся ионы аммония. Скорость коррозии составляет 0,015 - 0,018 г/м2•ч.
Опыт 3. Испытывался так же предлагаемый способ разработки залежи тяжелых нефтей и битумов с применением пара, полученного из раствора химического реагента. Модель была приготовлена аналогично с опытом N 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 (вес.% - 0,08). Во время опыта получено 1018 мл жидкости, в том числе 76 см3 нефти, по сравнению с опытом N 1 на 6 см3 больше, что составляет 7,3% от исходного содержания нефти. Реакция среды в отобранных пробах воды щелочная (pH 8,7-9,1). Во всех пробах присутствуют ионы аммония. Скорость коррозии низкая, составляет 0,003 - 0,005 г/см2•ч. По сравнению с опытом N 2 скорость коррозии понизилась в 4-5 раз.
Опыт 4. Испытывался так же предлагаемый способ разработки залежи тяжелых нефтей и битумов с применением пара, полученного из раствора солей химического реагента. Модель была приготовлена аналогично с опытом N 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 (вес % - 0,10). Во время опыта получено 1020 см3 жидкости, в том числе 7,8 см3 нефти, что на 11 см3 больше, чем при вытеснении нефти из модели с применением известного способа. В результате физико-химического анализа воды установлено, что реакция среды во всех пробах щелочная (pH = 9,0 - 9,4). Так же отмечается стабильное содержание аммония. Скорость коррозии во всех пробах незначительная, не превышает 0,003-0,004 г/м2•ч.
Результаты испытания приведены в таблице.
Испытания предлагаемого способа проведены в 3-х вариантах. Наиболее высокий показатель вытеснения нефти и наименьшая скорость коррозии получены при содержании химического реагента в растворе, из которого генерируется пар, в количестве вес.% - 0,08 (опыт 3) и 0,10 (опыт 4), поэтому увеличение концентрации химического реагента более чем 0,1 вес.% приведет к достижению таких же результатов, но с большими затратами.
Таким образом, при применении предлагаемого способа (опыты 3 и 4) количество вытесненной нефти на 12% больше, чем при применении известного способа. Скорость коррозии во всех пробах воды при применении предлагаемого способа стабильно низкая, при применении известного способа в последней пробе по сравнению с предыдущими возрастает в 2-2,5 раза.
Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа разработки залежей тяжелых нефтей и битумов складывается за счет увеличения нефтеотдачи, понижения коррозионной активности добываемой продукции.
Источники информации
1. Effects of CO2 addition to steam on recovery of west sak crude oil /Hornbrook M. W., Dehgham K., Qadur S. Ostermann K.D., Ogbe D.O.// SPE, Reserrvoir Eng. - 1991 - 6 N 3, p. 278-286.
2. Патент РФ N 2114988, кл. E 21 B 43/24, 1998.
Формула изобретения: Способ разработки залежей тяжелых нефтей и битумов, включающий закачку пара в нагнетательную скважину и отбор продукции через добывающую скважину, отличающийся тем, что пар для закачки в пласт получают из раствора химического реагента - углекислого или двууглекислого аммония при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Углекислый или двууглекислый аммоний - 0,08 - 0,10
Вода - Остальноеч