Спосіб вилучення вуглеводневої сировини із нафтогазоконденсатних пластів

Реферат: Спосіб вилучення вуглеводневої сировини із нафтогазоконденсатних пластів включає попереднє оброблення привибійної зони пласта каталітично-активною рідиною з подальшим введенням промотору утворення атомарного водню і наступною обробкою термохімічною сумішшю для ініціації, вилучення вуглеводневої сировини відбувається в автокатолітичному режимі протікання. UA 79373 U (12) UA 79373 U UA 79373 U 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 Корисна модель належить до нафтогазовидобувної галузі, зокрема до способів хімічного впливу на ПЗП, а саме шляхом автокаталізу у привибійній зоні пласта (ПЗП). Метою корисної моделі є підвищення ефективності вилучення та підключення до розробки важкодобувних ресурсів вуглеводневої сировини, в т. ч. ретроградного конденсату відпрацьованих газоконденсатних родовищ за рахунок покращення реологічних властивостей пластового флюїду шляхом зміни хімічного складу вуглеводнів. Відомий метод підвищення нафтогазовидобутку шляхом гідророзривів продуктивних пластів, які призводять до збільшення тріщиноутворень ПЗП і як наслідок до покращення її дренажних властивостей. Даний метод знайшов широке застосування у практиці розробки нафтових і газових родовищ. Але такі його наслідки, як обмеженість при застосуванні на глибоких свердловинах потрібні робочі тиски складають від 120 до 200 МПа, висока вартість робіт і обладнання, складність процесу, а також низький відсоток вдалих операцій, не дозволяють зробити його використання більш універсальним для різноманітних за своїми фізико-хімічними властивостями покладів вуглеводнів. Більш універсальним в цьому ракурсі може розглядатися спосіб термохімічної обробки ПЗП, який викладено в патенті № 2126084 RU.С16Е21В43/24В43/25, опубл. 10.02.1999 р. Даний спосіб полягає в тому, що штучно утворюється додатковий тиск в ПЗП за допомогою газоутворюючих 3-стадійних екзотермічних реакцій, що здійснюються між складами, які горять у воді - гідрореагуючими горючоокислювальними сумішами та високомолекулярними фракціями вуглеводневих флюїдів. При цьому змінюються як властивості породи продуктивного пласта, так і хімічний склад пластового флюїду в зоні до 0,5 м навколо стовбуру свердловини. Хімічні перетворення флюїду і повторні зміни структури породи продуктивного пласта забезпечують збільшення проникності: на пісковику у 7-11 разів, алевроліті 13-19, змішаній породі у 15-20 разів. Недоліком даного процесу є його однократність, тобто, після короткого терміну його протікання (декілька десятків секунд) він припиняється і в подальшому процес інтенсифікації уповільнюється і через нетривалий термін (до 60 діб) припиняється. В основу корисної моделі поставлена задача створення способу вилучення вуглеводневої сировини із нафтогазоконденсатних пластів, який би забезпечив більш тривалий термін експлуатації свердловин та більшу глибину видобування сировини. Поставлена задача вирішується наступним чином: спосіб вилучення вуглеводневої сировини із нафтогазоконденсатних пластів, який включає попереднє оброблення привибійної зони пласта каталітично-активною рідиною з подальшим введенням промотору утворення атомарного водню і наступною обробкою термохімічною сумішшю для ініціації до температури 120-200 °C, що дозволить перевести спосіб вилучення вуглеводневої сировини в автокаталітичний режим протікання. Внаслідок застосування даного способу відбувається трансформація хімічного складу вуглеводнів, а саме: складові, що підвищують в'язкість флюїду, такі як високомолекулярні парафінові вуглеводні, сконденсовані ароматичні сполуки, бітуми і асфальтени гідрогенізуються, тобто насичуються воднем, крекінгуються до більш низькомолекулярних сполук, в тому числі і до газоподібних. Це призводить до отримання вуглеводнів з низькими реологічними властивостями, які дозволяють покращити їх дренаж, і тим самим підвищити дебіт свердловин. Таким чином, в запропонованому способі хімічна трансформація вуглеводневих сполук відбувається безперервно протягом значного терміну - до 240 діб. Видобута сировина має склад якісно кращий, ніж у вищенаведених прикладах. Сукупність витрат на інтенсифікацію в 35 разів нижча, ніж у відомих способів. Запропонований спосіб є також більш екологічним, оскільки при його застосуванні не використовуються складові I-II класу небезпеки. Технічний результат, що заявляється: підвищення видобутку вуглеводневої сировини, покращення складу видобутої сировини, збільшення терміну експлуатації свердловин, збільшення глибини видобування сировини та підвищення екологічності способу. Причинно-наслідковий зв'язок між істотними ознаками пропонованої корисної моделі дозволяє одержати технічний результат, позначений в постановці задачі. Спосіб реалізується наступним чином. Свердловина підготовлена до проведення операцій з інтенсифікації видобутку укомплектовується необхідною для проведення робіт з капітального ремонту технікою: бурильний верстат відповідної вантажопідйомності, комплект бурильних і насоснокомпресорних труб, спеціальний інструмент, насосні і компресорні агрегати, усереднювальна ємність. 1 UA 79373 U 5 10 15 20 Після промивання ПЗП міцелярним розчином поверхнево-активної речовини (ПАР), готують розчин відповідної концентрації каталітично-активної речовини (концентрація і співвідношення гідруючої і крекінгуючої частин для кожної свердловини встановлюються - експериментально) в об'ємі необхідних для повного заміщення пластового флюїду в радіусі від стовбура свердловини, не меншим зони перфорації пласта. Збирають колону бурильних або насоснокомпресорних труб, яку спускають до ПЗП, і починають нагнітати приготований розчин каталітичної суміші. Після приймання пластом каталітично-активної речовини систему витримують впродовж 3-5 діб з репресією на пласт під мінімально можливим тиском, який не дозволяє як пониження, так і підвищення рівня рідини в стовбурі свердловини. Після витримки пласт розвантажують і здійснюють обробку промотором за тією ж схемою. В разі, якщо вибійна температура свердловини нижча за 120 °C необхідно провести термохімічну обробку ПЗП для ініціації процесів каталітичного гідрування і крекінгування. Підтвердженням ефективності запропонованого способу є результати лабораторних досліджень процесів гідрування та наступного крекінгу на установці дослідження проб керну УДПК-1, які наведено в таблиці. Таблиця. Результати досліджень способу вилучення вуглеводневої сировини шляхом автокаталізу у ПЗП. Дослідження проводилися на зразках природного керну, який було оброблено вуглеводневим матеріалом і водним розчином біфункціональної каталітичної суміші. У проби вуглеводнів вводився промотор - 2,5 % від об'єму проби. У процесі досліджень вивчалася залежність фільтрації від фізичних параметрів - температури і тиску, фракційного складу та питомої ваги. № п/п 1 1 2 3 Назва і характеристика вуглеводневої рідини; параметри експерименту 2 Конденсат Загорянського ГКР, св.№3, t=120 °C, p=7,3 МПа Зразок природного керну, пористість 15 % об'ємн. Конденсат Загорянського ГКР, св. №3, t=120 °C, p=7,3 МПа Зразок керну оброблений каталітично активною рідиною, пористість 15 % об'єму Конденсат Загорянського ГКР, св. №3, t=120 °C, p=7,3 МПа Зразок керну, оброблений каталітично активною рідиною, добавка промотору, пористість 15 % об'ємн. Фракційний склад % об. 3 Початок кипіння (ПК) 50,0 90,0 Кінець кипіння(КН) ПК Загальний об'єм Густина, В'язкість, Молекулярна Проникність відігнаної 3 кг/дм сст вага mD проби, °С %об. 4 5 6 7 8 9 72 170 297 0,829 42 90 249 2,76 34 90 173 7,54 17 96 104 40,35 303 60 50,0 164 0,825 90,0 282 КК 287 ПК 47 50,0 90,0 КК 126 0,812 249 261 2 UA 79373 U Продовження 1 4 5 6 7 8 9 2 Конденсат Загорянського ГКР, св. №3, t=150 °C, p=7,3 МПа Зразок природного керну, пористість 15 % об'ємн. Конденсат Загорянського ГКР, св. №3, t=150 °C, p=7,3 МПа Зразок природного керну, оброблений каталітично активною рідиною, пористість 15 % об'єму Конденсат Загорянського ГКР, св№3, t=150 °C, p=7,3 МПа Зразок природного керну, оброблений каталітично активною рідиною, добавка промотору, пористість 15 % об'ємн. Конденсат Загорянського ГКР, св№3, t=200 °C, p=7,3 МПа Зразок природного керну пористість 15 % об'ємн Конденсат Загорянського ГКР, св№3, t=200 °C, p=7,3 Мпа Зразок природного керну, оброблений каталітично активною рідиною, пористість 15 % об'єму Конденсат Загорянського ГКР, св. №3, t=200 °C, p=7,3 Мпа Зразок природного керну, оброблений каталітично активною рідиною, добавка промотору, пористість 15 % 3 ПК 4 72 5 50,0 170 0,829 90,0 6 7 8 9 43 89 252 2,19 34 90 169 8,04 15 96 94 42,64 40 90 235 2,75 23 95 114 38,10 11 98 78 100,25 297 КК 302 ПК 56 50,0 154 0,823 90,0 280 КК 285 ПК 43 50,0 121 0,810 90,0 247 КК 257 ПК 70 50,0 168 0,822 90,0 293 КК 296 ПК 51 50,0 149 0,815 90,0 277 КК 292 ПК 27 50,0 90,0 КК 139 0,798 266 275 Із наведених результатів видно, що на зразках природного керну, необроблених каталітично активною рідиною і промотором, властивості конденсату практично не змінюються при тих 3 UA 79373 U 5 10 15 20 25 30 35 самих умовах (t, p), як і в наступних дослідах. В дослідах, коли зразок керну оброблявся каталізатором без введення промотору утворення атомарного водню властивості конденсату змінювалися несуттєво, а в дослідах з введенням промотору такі властивості як фракційний склад, густина, молекулярна вага та проникність змінилися кардинально в бік покращення. Підтвердженням високоефективної дії каталітичного методу вилучення вуглеводневої сировини є дослідно-промислові випробування, проведені на свердловині № 79 Котелевського ГКР. В результаті випробувань на усті свердловини отримано продукцію: 3 3 газ - дебітом/добу - 20 тис.м (до випробувань 0,0 тис.м ) 3 3 конденсат - 3,0 м /добу (до випробувань 0,0 м ). Отриманий конденсат характеризувався наступними фізико-хімічними властивостями: - фракційний склад: ПК - 35 °C % об'ємних 10-50 °C 20-60 °C 30-74 °C 40-78 °C 50-82 °C КК - 118 °C 3 - в'язкість кінематична - 0,272 Па*с*10- при t=20 °C 3 - густина - 703 кг/м - молекулярна вага - 79 од. Властивості конденсату Котелевського ГКР до випробувань мали наступні показники: - фракційний склад: ПК - 71 °C % об'ємних 10-118 °C 20-139 °C 30-162 °C 40-183 °C 50-203 °C КК - 356 °C 3 - в'язкість кінематична - 1,74 Па*с*10- при t=20 °C 3 - густина - 793 кг/м - молекулярна вага - 216 од. Ця корисна модель може здійснюватися в промислових умовах. ФОРМУЛА КОРИСНОЇ МОДЕЛІ 40 Спосіб вилучення вуглеводневої сировини із нафтогазоконденсатних пластів, який включає попереднє оброблення привибійної зони пласта каталітично-активною рідиною з подальшим введенням промотору утворення атомарного водню і наступною обробкою термохімічною сумішшю для ініціації до температури 120-200 °C, що дозволить перевести спосіб вилучення вуглеводневої сировини в автокатолітичний режим протікання. 45 Комп’ютерна верстка А. Крижанівський Державна служба інтелектуальної власності України, вул. Урицького, 45, м. Київ, МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут промислової власності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601 4