Способ извлечения высоковязкой нефти из залежи. Залежи высоковязкой нефти


Термополимерное воздействие на залежи высоковязкой нефти

АрхеологияАрхитектураАстрономияАудитБиологияБотаникаБухгалтерский учётВойное делоГенетикаГеографияГеологияДизайнИскусствоИсторияКиноКулинарияКультураЛитератураМатематикаМедицинаМеталлургияМифологияМузыкаПсихологияРелигияСпортСтроительствоТехникаТранспортТуризмУсадьбаФизикаФотографияХимияЭкологияЭлектричествоЭлектроникаЭнергетика

Разработка месторождений с нефтями повышенной и высокой вязкости методом традиционного заводнения, особенно в трещиноватых коллекторах, как правило, приводит к низким коэффициентам нефтеизвлечения (0,25-0,27).

Теоретическое и экспериментальное изучение механизма вытеснения нефти водой во ВНИИ и ИГиРГИ показало, что низкие текущие и конечные коэффициенты нефтеизвлечения при заводнении залежей нефти повышенной и высокой вязкости связаны, прежде всего, с неустойчивым продвижением водонефтяных фронтов, с самого начала заводнения развивается явление вязкостной устойчивости - вода в виде языков различной формы и размеров проникает в нефтяную часть пласта, оставляя за фронтом не вытесненные целики нефти.

Устойчивого, более равномерного продвижения водонефтяного контакта (ВНК) можно достигать за счет снижения отношения вязкости нефти и закачиваемого агента. Достигается это за счет увеличения вязкости закачиваемой воды (загущения) полимерным добавками. Известно, что использование полимерных растворов увеличения нефтеизвлечения из пластов, содержащих нефть повышенной и высокой вязкости, дает хорошие результаты, если коллектор нефтяного пласта является терригенным, а также в карбонатных коллекторах при небольшой их трещиноватости.

Однако значительные запасы нефти повышенной и высокой вязкости содержатся в карбонатных коллекторах, обладают повышенной кавернозностью и сильно развитой трещиноватостью. К подобному типу залежей относится черепецкий горизонт турнейского яруса Мишкинского нефтяного месторождения в Удмуртии. Залежь нефти приурочена к пластам с трещиновато-поровыми коллекторами, содержащими нефть высокой вязкости - 78 мПа-с - в пластовых условиях. В большинстве скважин прослеживаются среди пористых плотные разности известняков толщиной от 0,8 до 8 м. Общая толщина залежи нефти в турнейском ярусе 36 м. Проницаемость коллектора 0,213 мкм, пористость 16,4%, начальная нефтенасыщенность 88,0%. Нефть тяжелая, высоковязкая, содержание парафина в нефти - 6%, и асфальтенов - 20-25%. Давление насыщения нефти 9,5 МПа, газонасыщенность - 7 м3/т. Средняя плотность нефти в пластовых условиях равна 0,91 г/см . Начальные геологические запасы 43,6 млн. т. Глубина нефтяной залежи 1500 м. На основе анализа разработки Мишкинского нефтяного месторождения и научных исследований авторами создан и внедрен принципиально новый, высокоэффективный, комбинированный метод - метод (технология) термополимерного воздействия (ТВП) на залежи высоковязкой нефти с трещиновато-пористым коллектором. Патент РФ № 860553 «Способ разработки нефтяной залежи, приуроченной к разнопроницаемому пласту (технология — ТПВ)», приоритет от 19.06.79 г. (Ю.В. Желтов, В.И. Кудинов). Промышленное внедрение этого метода проводится с 1976 по настоящее время (2004 г.) на черепецком горизонте Мишкинского нефтяного месторождения Удмуртии.

Перед проведением промышленных испытаний технологии ТПВ на Мишкинском месторождении были проведены под руководством профессора Ю.В. Желтова и д.т.н. Г.Е. Малофеева в лабораторных условиях на опытной установке исследования тепло-физических свойств полимерных растворов при различных температуре и давлении.

Исследовались теплофизические свойства растворов порошкообразного полиакриламида (ПАА) японского производства марки РДА-Ю20, приготовленных на воде. Исследования проводились в диапазоне концентрации ПАА 0,02-0,1% по сухому порошку, в интервале температур t = 20-90°С и давлений Р = 0,1-20 МПа. Результаты исследования показали, что коэффициенты тепло- и температуропроводности полиакриламида в диапазоне концентраций 0,02-0,1% ниже соответствующих коэффициентов для воды на 17-27%. С ростом давления от 0,1 до 20 МПа происходит незначительное (менее 5%) повышение значений коэффициентов тепло- и температуропроводности растворов ПАА. При повышении температуры раствора с 20 до 90° С наблюдается рост значений коэффициентов в тепло- и температуропроводности на 12-26% во всем диапазоне концентраций и давлений. Исследованные водные растворы ПАА представляют собой водные растворы высокомолекулярного соединения, состоящие из ассоциантов молекул ПАА и воды. Наличие в растворе ассоциантов ПАА, связывающих молекулы воды, приводит к замедлению диффузии и, как следствие, к снижению скорости протекания тепловых процессов. Этим объясняется существенное различие (17-27%) между коэффициентами тепло- и температуропроводности водных растворов ПАА и воды, используемой для их приготовления при малых концентрациях ПАА. Дальнейший рост концентрации полиакриламида в растворе незначительно влияет на физические характеристики раствора.

Основные результаты комплекса проведенных экспериментальных исследований технологии ТПВ сводятся к следующему:

1. Горячий полимерный раствор является более эффективным нефтевытесняющим рабочим агентом,чем горячая вода и водный полимерный раствор, как в однородных по строению пластах, так и во всехизученных видах пластов неоднородного строения (слоисто-неоднородных, трещиноватых, трещинойпоровых).

2. Вязкость растворов полиакриламида одинаковой концентрации, приготовленных наминерализованной воде, ниже вязкости растворов, приготовленных на пресной (дистиллированной воде).Для химического состава вод, применяемых для закачки ПАА на промыслах Удмуртии, снижение вязкостипри минерализованной воде может составить до 40%.

3. Растворы полиакриламида промысловых концентраций (0,05-0,3% по весу сухого порошка) принагревании претерпевают термическую деструкцию, выражающуюся в ухудшении вязкостныххарактеристик (в снижении вязкости). В пределах температуры до 85-90° С термическая деструкциянезначительна (не превышает 10-15%) и не может служить препятствием для применения горячего раствораПАА при воздействии на сложно построенные: (с карбонатными, трещиноватыми, трещиновато-поровыми идругими коллекторами) с трудноизвлекаемыми нефтями.

4. При одинаковых концентрцияха растворы полиакриламида, приготоляемыев на минерализованнойводе, менее поражены термической деструкции, чем растворы, приготовляемой пресной(дистиллированной) воде. Поскольку на нефтяных промыслах для приготовления полимерных растворовприменяют в той или иной степени минерализованные воды, то опасность обратимой термодеструкцииуменьшается.

5. Теплофизические свойства (теплопроводность, теплоемкость и температуропроводность) водныхрастворов полиакриламида промысловых концентраций (0,02-0,1% по сухому порошку) в интервале 20-90°С и 0,1-20 МПа ниже теплофизических свойств воды-растворителя. Следовательно, при движении горячегораствора полимера по стволу скважины будет меньше потерь тепла, чем в случае нагнетания горячей воды.С повышением температуры (от 20 до 90° С) происходит некоторое увеличение тепло- итемпературопроводности; такие изменения наблюдаются и с ростом давления (от 0,1 до 20 МПа), но в

значительно меньшей степени.

Многосторонние лабораторные исследования, проведенные физических моделях пластов различного строения (однородно-слоистых, трещиноватых, трещиновато-поровых и др.) с использованием в качестве вытесняющего рабочего агента самых разнообразных жидкостей (холодной и горячей воды, раствора глицерина, холодного и горячего раствора полиакриламида и т.п.) позволили сделать важный практический вывод: самым лучшим рабочим агентом для воздействия на пласт при разработке сложнопостроенных месторождений с трудноизвлекаемыми нефтями является горячий раствор полиакриламида с температурой нагрева до 90° С.

Механизм нефтеизвлечения при использовании метода ТПВ следующий: нагретый до 90-95°С водный раствор полиакриламида, имея вязкость 1,5-2 мПа-с, при закачке в нефтяной пласт поступает, прежде всего, в естественно существующую в карбонатном коллекторе систему трещин и далее проникает в глубь пласта. Таким образом, часть залежи оказывается охваченной горячим агентом воздействия, что приводит к снижению вязкости нефти, содержащейся в блоках (матрице) трещиновато-порового коллектора. Продвигаясь в начале закачки прежде всего по трещинам, горячий раствор полиакриламида через некоторое время остывает (температура в пласте 32° С), эффективная вязкость его при этом существенно увеличивается (до 10-15 мПа-с). Общие гидравлические сопротивления пласта начинают возрастать. В этой связи неизбежно увеличивается доля раствора, поступающего из трещин в матрицу, т.е. основная емкостная часть пласта оказывается охваченной воздействием закачиваемого горячего раствора полиакриламида (ПАА).

Снижение вязкости нефти (увеличение ее подвижности) положительно влияет на увеличение роли механизма капиллярной пропитки блоков (матрицы). Нагнетание нагретого раствора ПАА в пласт приводит к улучшению смачиваемости пористой среды, а также становится более гидрофильной), что положительно сказывается на капиллярной пропитке матрицы. Если система трещин в пласте достаточно разветвленная, то эффективность от закачиваемого горячего раствора полиакриламида (ПАА) будет выше по сравнению с воздействием горячей водой, которая преимущественно работает только по макротрещинам.

Преимущество метода ТПВ заключается в ограничении общего количества раствора ПАА, которое необходимо нагревать, т.к. для создания необходимого «теплового охвата» не потребуется таких больших количеств закачиваемого теплоносителя, в случае нагнетания горячей воды.

Изученный механизм ТПВ показал, что горячий раствор полиакриламида, проникающий прежде всего по трещинам, учитывает свою вязкость примерно на порядок по сравнению с горячей водой. Гидравлические сопротивления на фронте вытеснения для полимерного раствора оказываются значительно больше, чем для горячей воды, что приводит к увеличению коэффициента охвата пласта воздействием.

Результаты теоретических и экспериментальных исследований и длительного промышленного внедрения показывают прирост конечного нефтеизвлечения при ТПВ по сравнению с воздействием необработанной водой (для указанных выше геолого-физических условий) составляет 20-25%.

Условия и критерии применимости метода термополимерного воздействия разделяются на геолого-физические и технологические. Одним из главных критериев применимости ТПВ является величина вязкости нефти в пластовых условиях (50 мПа и более). Верхний предел величины вязкости пластовой нефти ограничивается 500 мПа-с. Применимость термополимерного воздействия существенно зависит от проницаемости матрицы (блоков) трещиновато-порового коллектора: при проницаемости менее 3-10-2 мкм2 метод малоэффективен ввиду низких скоростей капиллярной пропитки блоков. Наибольший эффект этот метод дает для трещиновато-поровых систем. Допустимая глубина залегания продуктивных пластов для ТПВ ограничивается величиной пластовой температуры, которая должна быть не более 70°С (при температуре 100° С наступает деструкция полимерного раствора). Для получения надежного результата от проведения термополимерного воздействия нефтяной пласт не должен иметь подошвенную воду.

ТПВ применимо как при рядной системе расстановки скважин (внутриконтурное заводнение), так и при площадной системе. Получение высоких коэффициентов нефтеизвлечения при ТПВ не зависит от времени его применения (с начала или на поздней стадии разработки). Хотя наилучшие результаты очевидны, когда этот метод применяется с самого начала разработки залежи. Обязательным технологическим условием успешности процесса ТПВ является обеспечение непрерывности закачки горячего полимерного раствора в расчетных объемах, а также соблюдение температурного режима. Для технологии термополимерного воздействия требуются водорастворимые полимеры (преимущественно полиакриламидного типа) различных товарных марок и модификаций (в порошке, в гранулах, гелеобразные и т.д.), однако требуется обязательная их проверка на качество и термостойкость. Полимеры для ТПВ должны сохранять свои свойства по реологии до температуры 95-100°С. Успешность ТПВ во многом зависит от качества приготовления полимерного раствора. Раствор полимера, поступающий в пласт, не должен содержать твердых или гелеобразных частиц. Полимерный раствор не должен подвергаться при закачке интенсивной механической деструкции. Лучше использовать поршневые насосы вместо центробежных. Потери тепла при прохождении полимерного раствора от подогревателя до забоя скважины должны быть минимальными.

С этой целью наружные трубопроводы горячего полимерного раствора необходимо закрывать супертонким базальтовым волокном с наружным металлическим окожушиванием, а в скважину спускать термонизолированые насосно-компрессорные труыб.

studopedya.ru

Способ разработки залежи высоковязкой нефти

 

(19)RU(11)1266271(13)C(51)  МПК 6    E21B43/24Статус: по данным на 17.01.2013 - прекратил действиеПошлина: учтена за 20 год с 01.12.2003 по 30.11.2004

(54) СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ

Изобретение относится к нефтяной промышленности, к технологии разработки залежей высоковязких нефтей с применением теплоносителей. Добыча высоковязких нефтей путем вытеснения их из залежей теплоносителями является самым распространенным в промышленности тепловым способом повышения нефтеотдачи пластов. Наиболее широко в качестве теплоносителей применяют пар и горячую воду. Целью изобретения является повышение эффективности термического воздействия. Потери тепла в окружающие нефтеносный пласт породы, а следовательно, и тепловая эффективность процесса зависят в основном от разности температур между продуктивным пластом и окружающими породами. Поэтому при закачке теплоносителя высокого потенциала в больших объемах, т.е. при создании тепловой оторочки, размеры которой составляют 0,6-0,8 порового объема пласта участка воздействия, создаются условия для больших непроизводительных потерь тепла. На фиг. 1 представлена зависимость вязкости пластовой нефти от температуры при давлении 10 МПа; на фиг. 2 номограмма зависимости объемов порций импульсов теплоносителя U(T) и ненагретой воды U(X) от эффективной температуры вытеснения нефти Тэф при разных температурах нагнетаемого теплоносителя Та. В связи с этим при тепловом воздействии следует поддерживать в пласте температуру, не превышающую некоторой минимально необходимой для данного месторождения температуры эффективной температуры вытеснения Тэф. Эту температуру легко определить по графику зависимости вязкости нефти конкретного месторождения от температуры (см. фиг. 1), т.е. принять в качестве эффективной температуры то ее значение, при котором дальнейшее повышение температуры практически не сказывается на изменении вязкости нефти. Определив эффективную температуру вытеснения, естественно принять условие, что при суммарном нагнетании теплоносителя и холодного агента в объеме Vпор средняя температура части пласта Vпор должна быть равной Тэф. Напишем уравнение баланса теплаQ(T) т iт + Q(X) x ix Q1 + Q2 + Q3, (1) где Q(T) объем нагнетаемого теплоносителя в пересчете на конденсат;Q(X) объем нагнетаемого холодного агента;Q1 количество тепла, накапливаемого в пласте;Q2 количество тепла, выносимого из пласта вместе с добываемой жидкостью;Q3 количество тепла, теряемого в окружающие породы; Q(T) и Q(X) удовлетворяют соотношениюQ(T) + Q(X) Vпор. (2)Слагаемые правой части уравнения (1) могут быть представлены в аналитическом видеQ1= M (Tэф-To)(3) причем объемная теплоемкость пласта с насыщающими его жидкостямиM (1-m) ск Сск + m ж Сж, (4) где ск и ж плотность соответственно скелета пласта и жидкости, содержащейся в нем, а Сcк и Сж соответственно удельная теплоемкость скелета пласта и жидкости. Количество тепла, выносимого из пласта вместе с добываемой жидкостью,Q2Vпорж iж, (5) а теплопотери в окружающие породы составляютQ3= (Tэф-To) (6)Легко видеть, что объемы порций теплоносителя U(T) и холодной воды U(X) связаны друг с другом соотношением (7) Подставив в выражение (7) вместо Q(T) его значения из уравнения (1), получаем характеристику, определяющую технологический режим по предлагаемому способу. Приняв 2, 1, строим номограмму зависимости отношения U(T)/U(X) от эффективной температуры вытеснения для различных значений температур теплоно- сителя (см. фиг. 2). Легко видеть, что + т.е. коэффициент определяет суммарную закачку в пласт теплоносителя и холодного агента в долях от объема пор разрабатываемого участка пласта. Опыт применения термических методов на конкретных месторождениях показывает, что для обеспечения наиболее полного охвата пласта вытеснением необходимо прокачивать через пласт не менее 2 объемов пор вытесняющего агента ( 2). Наиболее часто в технологических схемах срок разработки залежи высоковязкой нефти определяется суммарной закачкой агентов в диапазоне 2-3 объемов пор. Так, например, в известном способе с использованием тепловых оторочек задают величину оторочки Q(T)/Vпор в пределах 0,4-1,0, а затем используют вытеснение ненагретой водой, доводя до 2-3 единиц. Из практических соображений выбрано значение 2, ибо с ростом увеличиваются теплопотери в окружающие пласт породы и эффективность теплового воздействия постепенно снижается. Коэффициент используется для обозначения доли прогретой части пласта ( < 1, если требуется прогреть не весь пласт, и 1, если необходим прогрев всего пласта). Основная практическая задача: какое количество теплоносителя Q(T) необходимо закачать в пласт и каково должно быть соотношение импульсов U(T)/U(X), чтобы при заданном объеме закачки теплоносителя и холодного агента в количестве 2 поровых объемов [Q(T) + Q(X) 2Vпор, 2] температура всей части пласта достигала в среднем значении Тэф. Вот почему основным значением коэффициента является значение 1. Таким образом, фиксируя значения 2 и 1, по предложенной формуле определяем постоянное значение соотношения импульсов U(T)/U(X) на весь период теплового воздействия. Использование для этой цели других значений < 1 нецелесообразно, поскольку в этом случае обеспечивается прогрев до Тэф лишь части объема пласта и необходимый тепловой фронт не достигает ряда добывающих скважин. Тем не менее (хотя основными значениями и являются 2, 1), формула записана для общих коэффициентов и . Преимущество этого в следующем. Например, с помощью общей формулы можно решить обратную задачу. Допустим, технологический режим осуществляется с известным соотношением импульсов U(T)/U(X) A. Для целей анализа и регулирования процесса разработки важно знать динамику прогрева пласта в любой произвольный момент времени. Задаваясь, к примеру, временем, соответствующим суммарной закачке агентов в количестве Q(Y) + Q(X) 0,5Vпор, 0,5, из формулы определяем , т.е. определяем часть порового объема, прогретого до температуры Тэф. Например, если для Та 320оС; х 0,4; Тэф 50оС процесс вести с отношением импульсов U(T)/U(X) 0,5, то к моменту суммарной закачки Q(T) + Q(X) 0,5Vпор, 0,5, по формуле получаем значение 0,32. Это значит, что к данному моменту будет прогрето до Тэф около одной трети объема пласта. Приведем пример конкретного расчета для определения соотношения U(T)/U(X). После сокращения на Vпор формула приобретает вид=В примере приняты следующие значения параметровM 500 m=2o= 1,8 ; Co= 450 q 150 6,25 H 30;Vпор R2m H; R 150см;x 1000; ix 20; То 20, 2; 1. Значения т и iт задаются таблицей. Среднее значение ж iж для отбираемой из пласта жидкости оценено выражениемжiж (0,8водыCводы+0,2 нефтиCнефти) 440 (Tэф+20).Таким образом, после подстановки задаваемых параметров в формулу имеемПо этой формуле легко построить приведенные на фиг. 2 графики. Например, для Та 320оС, х 0,4, Тэф 50оС получаем 0,5. Следовательно, в данном случае импульс горячего агента равен половине импульса холодного. Закачивая в пласт вытесняющий агент в количестве 2 объема пор ( 2), для суммарных расходов получа- ем Q(T) Vпор; Q(X) Vпор. Для случая Та 250оС, Тэф 50оС имеем 1,06. Следовательно, при температуре нагнетания Та 250оС для получения в среднем по пласту температуры Тэф 50оС необходимо выбирать импульсы горячего и холодного агентов равными -U(T) U(X). Аналогичные расчеты выполняются для любых других значений Та, Тэф(см. фиг 2). Выход кривых на вертикальную асимптому (см. фиг. 2) говорит о том, какую максимальную температуру пласта можно получить при заданной температуре нагнетания Та. Следует иметь в виду, что все кривые на фиг. 2 построены для случая 2. Наряду с технологическими преимуществами предлагаемый способ позволяет также более оперативно распоряжаться парогенераторной техникой при ограниченных ее ресурсах, периодически высвобождая мощность теплогенерирующих средств. Для приведенного примера при установленной мощности средств, равной приемистости одной скважины, в нашей технологии под одновременным воздействием могут находиться 3 нагнетательные скважины.

Формула изобретения

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ, включающий закачку теплоносителя циклично с закачкой холодной воды в промежутках между циклами, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности термического воздействия, объемы порций теплоносителя U (T) и холодной воды U (X) находятся в следующем соотношении: где Vпор объем порогового пространства пласта участка разработки, м3; m пористость пласта, доли единицы; Tэф эффективная температура вытеснения нефти, выше которой температура практически не изменяет вязкость нефти, oС; T0 начальная температура пласта, oС;ж, т, x плотность соответственно добываемой жидкости, теплоносителя и холодной воды, кг/м3; iж, iт, iх теплосодержание соответственно добываемой жидкости, теплоносителя и холодной воды, ккал/кг; M объемная теплоемкость пласта с насыщающими его жидкостями, ккал/м3oС;o коэффициент теплопроводности окружающих пород, ккал/м ч oС; Cо объемная теплоемкость окружающих пород, ккал/м3oС; H толщина пласта, м; q темп нагнетания агента в пласт, м3/ч;, безразмерные коэффициенты.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3

www.findpatent.ru

Способ разработки залежи высоковязкой нефти

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой нефти. Технический результат - повышение нефтеотдачи пласта, снижение обводненности продукции, уменьшение объемов закачки вытесняющего агента, поддержание пластового давления, отсутствие снижения температуры пластового флюида, разогретого от закачки теплоносителя в стволе добывающей скважины, что облегчает его подъем на поверхность. Способ разработки залежи высоковязкой нефти включает бурение вертикальных нагнетательных и наклонно горизонтальных добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Вертикальную скважину бурят на расстоянии 1-10 м от забоя наклонно горизонтальной скважины. Вертикальную скважину перфорируют от кровли пласта до отметки на 1-2 м выше водонефтяного контакта ВНК. Для разобщения интервала перфорации вертикальной скважины на два интервала в вертикальной скважине устанавливают пакер в интервале ниже кровли пласта на 4 м и выше ВНК на 5 м. В вертикальной скважине устанавливают оборудование, позволяющее регулировать закачку пара в каждом интервале вертикальной скважины. Наклонно горизонтальную скважину оборудуют температурными датчиками. В начальный период в наклонно горизонтальную скважину и вертикальную скважину выполняют закачку пара для создания между скважинами гидродинамической связи и прогрева их призабойных зон. После прогрева призабойных зон наклонно горизонтальную скважину переводят под добычу, а вертикальную скважину переводят под нагнетание. По показаниям температурных датчиков определяют интервал прорыва пара. При прорыве пара ближе к забою наклонно горизонтальной скважины прекращают закачку в нижний интервал вертикальной скважины, при прорыве пара ближе к точке входа в пласт наклонно горизонтальной скважины прекращают закачку в верхний интервал вертикальной скважины. После выравнивания температурных показаний в наклонно горизонтальной скважине закачку в интервалы вертикальной скважины возобновляют. Изменяют объем закачки теплоносителя в вертикальную скважину и отбор жидкости из наклонно горизонтальной скважины для снижения скорости прорыва пара в наклонно горизонтальной скважине и изменения размеров паровой камеры. 1 пр., 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей высоковязких нефтей или битумов при тепловом воздействии.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2334095, МПК E21B 43/24, опубл. в бюл. №26 20.09.2008), включающий бурение вертикальных нагнетательных скважин и горизонтальных добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Горизонтальный ствол добывающей скважины проводят в 1,5-2,5 м над подошвой продуктивного пласта и перфорируют. Выше горизонтального ствола добывающей скважины на 3,5-4,5 м размещают низ вертикальной нагнетательной скважины, перфорированной в интервале 0,5-1,5 м от низа. Вертикальную нагнетательную скважину размещают от вертикального ствола добывающей скважины на расстоянии, большем 2/3 длины горизонтального участка добывающей скважины, вплоть до конца горизонтального ствола, при этом в качестве агента используют пар в чередовании с воздухом.

Недостатком способа является вероятность быстрого прорыва теплоносителя из-за небольшого расстояния между забоем добывающей и нагнетательной скважин (3,5-4,5 м). В связи с этим - высокие затраты и малая эффективность. Способ не подходит для разработки залежи с наклонным водонефтяным контактом.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2506417, МПК E21B 43/16, опубл. в бюл. №4 от 10.02.2014), включающий бурение вертикальных нагнетательных скважин и наклонно горизонтальных добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что определяют уровень водонефтяного контакта - ВНК, добывающую наклонно горизонтальную от устья к забою скважину бурят с расположением как минимум на 2-3 м выше уровня ВНК, вертикальную нагнетательную скважину бурят с расположением забоя над забоем добывающей скважины выше на 5-8 м, перфорируют добывающую скважину по всей длине наклонного участка, нагнетательную вертикальную скважину перфорируют в зоне пласта в направлении устья добывающей скважины, поэтапно по мере прорыва рабочего агента или обводнения продукции выше 95% забой добывающей наклонно горизонтальной скважины отсекают выше зоны прорыва или обводнения, а зону вскрытия нагнетательной скважины отсекают снизу на 1/3-1/2 часть всей ее длины, при выработке всей вырабатываемой зоны устье добывающей наклонно горизонтальной скважины переводят под нагнетание рабочего агента.

Недостатками способа являются неравномерный прогрев области дренирования горизонтальной добывающей скважины, вероятность быстрого прорыва нагнетаемого в вертикальную нагнетательную скважину пара к забою добывающей горизонтальной скважины.

Техническими задачами заявляемого способа являются обеспечение работоспособности технологии парогравитационного дренажа в залежи с наклонным водонефтяным контактом, снижение обводненности добываемой продукции из пласта, исключение прорыва теплоносителя в добывающую скважину, снижение затрат на исключении строительства дополнительной горизонтальной нагнетательной скважины.

Технические задачи решаются способом разработки залежи высоковязкой нефти при тепловом воздействии, включающим бурение вертикальных нагнетательных скважин и наклонно горизонтальных добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины.

Новым является то, что вертикальную скважину бурят на расстоянии 1-10 м от забоя наклонно горизонтальной скважины, вертикальную скважину перфорируют от кровли пласта до отметки на 1-2 м выше ВНК, для разобщения интервала перфорации вертикальной скважины на два интервала в вертикальной скважине устанавливают пакер в интервале ниже кровли пласта на 4 м и выше ВНК на 5 м, в скважине устанавливают оборудование, позволяющее регулировать закачку пара в каждом интервале вертикальной скважины, наклонно горизонтальную скважину оборудуют температурными датчиками, в начальный период в наклонно горизонтальную и вертикальную скважины выполняют закачку пара для создания между скважинами гидродинамической связи и прогрева их призабойных зон, после прогрева призабойных зон наклонно горизонтальную скважину переводят под добычу, а вертикальную скважину переводят под нагнетание, по показаниям температурных датчиков определяют интервал прорыва пара, при прорыве пара ближе к забою наклонно горизонтальной скважины закачку прекращают в нижний интервал вертикальной скважины, при прорыве пара ближе к точке входа в пласт наклонно горизонтальной скважины закачку прекращают в верхний интервал вертикальной скважины, после выравнивания температурных показаний в наклонно горизонтальной скважине закачку в интервалы вертикальной скважины возобновляют, изменяют объем закачки теплоносителя в вертикальную скважину и отбор жидкости из наклонно горизонтальной скважины для снижения скорости прорыва пара в наклонно горизонтальной скважине и изменения скорости роста паровой камеры.

На чертеже представлена схема размещения вертикальной нагнетательной скважины и наклонно горизонтальной добывающей скважины.

Способ разработки залежи высоковязкой нефти осуществляется следующим образом.

В продуктивном пласте 1 определяют уровень водонефтяного контакта (ВНК) 2, в случае, если уровень ВНК 2′ наклонный, то определяют его угол наклона. Далее бурят и обустраивают наклонно горизонтальную скважину 3 с забоем выше уровня ВНК 2 как минимум на 2-3 м.

Наклонно горизонтальную скважину 3 перфорируют по всему интервалу продуктивного пласта 1. В случае разработки залежи с наклонным уровнем ВНК 2′ наклонно горизонтальную скважину 3 бурят над уровнем ВНК 2′ на расстоянии от него как минимум 2-3 м. Далее бурят вертикальную скважину 4 на удалении 1-10 м от забоя наклонно горизонтальной скважины 3 вдоль ее оси. Расстояние от забоя вертикальной скважины 4 до забоя наклонно горизонтальной скважины 3 устанавливают больше допустимого отклонения от проектной точки при бурении (радиуса круга допуска). Вертикальную скважину 4 перфорируют от кровли пласта до отметки на 1-2 м выше ВНК. В вертикальной скважине 4 устанавливают пакер 5 в интервале ниже кровли пласта 1 на 1/4 нефтенасыщенного интервала пласта 1 и выше ВНК на 1/4 нефтенасыщенного интервала пласта 1 для разобщения интервала перфорации вертикальной скважины 4 на верхний 6 и нижний 7 интервалы. В вертикальной скважине 4 устанавливают оборудование, позволяющее регулировать закачку пара в верхнем 6 и нижнем 7 интервалах вертикальной скважины 4. Наклонно горизонтальную скважину 3 оборудуют температурными датчиками 8 для контроля за температурой по стволу наклонно горизонтальной скважины 3. После обустройства наклонно горизонтальной 3 и вертикальной 4 скважин в обе скважины производят закачку пара для создания между скважинами гидродинамической связи и прогрева их призабойных зон. В качестве рабочего агента используют пар, например, с температурой 180-250°C и сухостью 0,7-0,9 д. ед. После прогрева призабойных зон наклонно горизонтальной 3 и вертикальной 4 скважин, наклонно горизонтальную скважину 3 переводят под добычу жидкости, а вертикальную скважину 4 - под закачку пара. По показаниям температурных датчиков 8 в наклонно горизонтальной скважине 3 выполняют контроль за паровой камерой и определяют интервал прорыва пара. Температуру, при которой в интервале фиксируют прорыв пара (температуру прорыва пара), определяют как 85-95% от температуры парообразования закачиваемой воды при пластовом давлении. При фиксировании в датчиках 8 в интервале наклонно горизонтальной скважины 3 температуры выше температуры прорыва пара, считают, что в этом интервале произошел прорыв пара. При прорыве пара ближе к забою наклонно горизонтальной скважины 3 прекращают закачку в нижний интервал 7 вертикальной скважины 4, при прорыве пара ближе к точке входа в пласт наклонно горизонтальной скважины 3 прекращают закачку в верхний интервал 6 вертикальной скважины 4, после выравнивания профиля притока нагнетание в интервалы 6 и 7 возобновляют. Изменяют объем закачки теплоносителя в вертикальную скважину 4 и отбор жидкости из наклонно горизонтальной скважины 3 для снижения скорости прорыва пара в наклонно горизонтальной скважине 3 и изменения скорости роста паровой камеры. Если фиксируется низкая температура в датчиках 8 наклонно горизонтальной скважины 3, то увеличивают закачку пара в вертикальную скважину 4 или уменьшают отбор жидкости из наклонно горизонтальной скважины 3. Если фиксируется высокая температура в датчиках 8 наклонно горизонтальной скважины 3, уменьшают закачку пара в вертикальную скважину 4.

Пример конкретного выполнения

Предложенный способ разработки залежи высоковязкой нефти был опробован на Ашальчинском месторождении со следующими геолого-физическими характеристиками:

средняя общая толщина пласта - 12 м;

нефтенасыщенная толщина пласта - 10 м;

значение начального пластового давления - 0,45 МПа;

начальная пластовая температура - 8°C;

коэффициент плотности нефти в пластовых условиях - 0,970 кг/м;

коэффициент динамической вязкости нефти в пластовых условиях - 27351 мПа·с;

коэффициент динамической вязкости воды в пластовых условиях - 1,3 мПа·с;

значение средней проницаемости по керну в пласте - 2660 мкм;

значение средней пористости по керну в пласте - 0,3 д. ед.

Выше наклонного уровня ВНК 2′ на расстоянии 2,5 м расположили наклонно горизонтальную скважину 3 с длиной наклонно горизонтального участка 400 м. Наклонно горизонтальная скважина 3 сообщается с пластом через щелевой фильтр во всем продуктивном интервале.

Вертикальную скважину 4 расположили на удалении 1 м от забоя наклонно горизонтальной скважины 3 вдоль ее оси. Вертикальная скважина 4 была проперфорирована от кровли до отметки 1 м выше уровня ВНК. Вертикальную скважину разобщили пакером 5 на два интервала 6 и 7 на расстоянии 5 м от кровли пласта.

После обустройства наклонно горизонтальной 3 и вертикальной 4 скважин через них была произведена закачка рабочего агента в объеме 3,5 тыс. т в каждую для достижения необходимого уровня прогрева призабойных зон. В качестве рабочего агента использовался пар с температурой 191°C и сухостью 0,9 д. ед. После прогрева призабойных зон обеих скважин 3 и 4 наклонно горизонтальная скважина 3 была переведена под добычу, а вертикальная скважина 4 - под закачку пара.

При прорыве пара ближе к забою наклонно горизонтальной скважины 3 прекращалась закачка пара в нижний интервал 7 вертикальной скважины 4, при прорыве пара ближе к точке входа в пласт наклонно горизонтальной скважины 3 прекращалась закачка в верхний интервал 6 вертикальной скважины 4, после выравнивания профиля притока нагнетание в интервалы 6 и 7 возобновлялось. В течение 15-летнего периода работы элемента нижний интервал 7 вертикальной скважины 4 перекрывали 45 раз, верхний интервал 6 вертикальной скважины 4 перекрывали 15 раз. Выполняли регулирование скорости прорыва пара в наклонно горизонтальной скважине путем изменения объемов закачки теплоносителя от 50 до 85 т/сут в вертикальной скважине и отбора жидкости 60-100 т/сут из наклонно горизонтальной скважины.

Представленный способ, а также способ по прототипу были смоделированы в программном комплексе CMG модуля STARS на объекте с теми же геолого-физическими характеристиками для различных условий эксплуатации. Из полученных расчетов также выявлено преимущество способа перед прототипом: снижение процента обводненности добываемой продукции из пласта, исключение прорыва теплоносителя в добывающую скважину, накопленная добыча нефти выше, чем по прототипу, на 10-15%.

Предложенный способ позволяет решать поставленные технические задачи, такие как обеспечение работоспособности технологии парогравитационного дренажа в залежи с наклонным ВНК, снижение обводненности добываемой продукции из пласта. Исключается прорыв теплоносителя в добывающую скважину, что дает возможность избежать падения достигнутого давления в разрабатываемом пласте и тем самым обеспечить высокий приток продукции в добывающую скважину. Снижаются затраты за счет исключения строительства дополнительной горизонтальной нагнетательной скважины.

Способ разработки залежи высоковязкой нефти, включающий бурение вертикальных нагнетательных и наклонно горизонтальных добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что вертикальную скважину бурят на расстоянии 1-10 м от забоя наклонно горизонтальной скажины, вертикальную скважину перфорируют от кровли пласта до отметки на 1-2 м выше водонефтяного контакта - ВНК, для разобщения интервала перфорации вертикальной скважины на два интервала в вертикальной скважине устанавливают пакер в интервале ниже кровли пласта на 4 м и выше ВНК на 5 м, в скважине устанавливают оборудование, позволяющее регулировать закачку пара в каждом интервале вертикальной скважины, наклонно горизонтальную скважину оборудуют температурными датчиками, в начальный период в наклонно горизонтальную и вертикальную скважины выполняют закачку пара для создания между скважинами гидродинамической связи и прогрева их призабойных зон, после прогрева призабойных зон наклонно горизонтальную скважину переводят под добычу, а вертикальную скважину переводят под нагнетание, по показаниям температурных датчиков определяют интервал прорыва пара, при прорыве пара в интервале ближе к забою наклонно горизонтальной скважины прекращают закачку в нижний интервал вертикальной скважины, при прорыве пара в интервале ближе к точке входа в пласт наклонно горизонтальной скважины прекращают закачку в верхний интервал вертикальной скважины, после выравнивания температурных показаний в наклонно горизонтальной скважине закачку в интервалы вертикальной скважины возобновляют, изменяют объем закачки теплоносителя в вертикальную скважину и отбор жидкости из наклонно горизонтальной скважины для снижения скорости прорыва пара в наклонно горизонтальной скважине и изменения размеров паровой камеры.

www.findpatent.ru

Способ разработки залежи высоковязкой нефти

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой нефти. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи. Сущность изобретения: по способу в нагнетательной скважине цементируют зумпф до подошвы продуктивного пласта, обсаживают до кровли продуктивного пласта и цементируют обсаженную часть скважины, оставляя интервал продуктивного пласта открытым. Скважину оборудуют колонной насосно-компрессорных труб с опорой на зацементированный зумпф, снизу колонну насосно-компрессорных труб снабжают плоской заглушкой, нижнюю часть колонны насосно-компрессорных труб до половины интервала продуктивного пласта перфорируют, над перфорацией на колонне насосно-компрессорных труб размещают пакер. При неустановленном пакере прокачивают по колонне насосно-компрессорных труб нагретый растворитель, по межтрубному пространству скважины отбирают растворитель с частью высоковязкой нефти. Устанавливают пакер. Продолжают прокачку нагретого растворителя по колонне насосно-компрессорных труб и отбор растворителя и высоковязкой нефти по межтрубному пространству. Останавливают прокачку растворителя. На дневной поверхности проводят регенерацию растворителя с отделением высоковязкой нефти, отбирают растворитель и высоковязкую нефть по колонне насосно-компрессорных труб штанговым насосом с созданием дилатационной нагрузки на зацементированный зумпф. Описанные операции воспроизводят на соседней скважине, имеющей гидродинамическую связь с данной скважиной, при этом при отборе штанговым насосом на одной скважине ведут прокачку нагретого растворителя на другой скважине и наоборот, а после установления гидродинамического взаимодействия между скважинами через одну скважину закачивают нагретый растворитель, а через другую штанговым насосом отбирают нефть, при этом периодически вместе с растворителем закачивают потокоотклоняющие агенты. Аналогично проводят работы на прочих скважинах до выработки запасов залежи.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой нефти.

Известен способ разработки залежей тяжелых нефтей и природных битумов, заключающийся в последовательной закачке в пласт растворителя и теплоносителя, в качестве которого используется пар с добавкой щелочных поверхностно-активных веществ с массовой долей 0,1-2,0%. В качестве растворителя применяют жидкие продукты пиролиза фракция 35-270°С(Е-3) в количестве 5-20% объема пор обрабатываемой зоны пласта (Патент РФ №2151862, опублик. 2000.06.27).

Известный способ не позволяет разрабатывать залежь с достижением высокой нефтеотдачи.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ добычи полезных ископаемых, согласно которому пласт вскрывают, по крайней мере, одной нагнетательной и одной добывающей скважинами. Их обрабатывают высокочастотным электромагнитным полем (ВЭП). Одновременно с обработкой нагнетательной скважины ВЭП осуществляют закачку растворителя или смесей растворителей в пласт. Обработку ВЭП нагнетательной скважины ведут с обеспечением определенной температуры на забое в диапазоне: Тп<Т<Т, где Тп - температура подвижности пластового флюида, Тк -температура кипения растворителя. При этом закачку растворителя осуществляют в объеме, достаточном для достижения добывающей скважины. Температуру на забое нагнетательной скважины регулируют. Обработку этой скважины после снижения температуры на забое не ниже пластовой ведут циклически. Закачку растворителя осуществляют с расходом, который определяют по зависимости (Патент РФ №2139415, опублик. 1999.10.10 - прототип).

Известный способ не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с достижением высокой нефтеотдачи.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки залежи высоковязкой нефти, включающем закачку через нагнетательные скважины нагретого растворителя и отбор нефти через добывающие скважины, согласно изобретению в нагнетательной скважине цементируют зумпф до подошвы продуктивного пласта, обсаживают до кровли продуктивного пласта и цементируют обсаженную часть скважины, оставляя интервал продуктивного пласта открытым, скважину оборудуют колонной насосно-компрессорных труб с опорой на зацементированный зумпф, снизу колонну насосно-компрессорных труб снабжают плоской заглушкой, нижнюю часть колонны насосно-компрессорных труб до половины интервала продуктивного пласта перфорируют, над перфорацией на колонне насосно-компрессорных труб размещают пакер, при неустановленном пакере прокачивают по колонне насосно-компрессорных труб нагретый растворитель, по межтрубному пространству скважины отбирают растворитель с частью высоковязкой нефти, устанавливают пакер, продолжают прокачку нагретого растворителя по колонне насосно-компрессорных труб и отбор растворителя и высоковязкой нефти по межтрубному пространству, останавливают прокачку растворителя, на дневной поверхности проводят регенерацию растворителя с отделением высоковязкой нефти, отбирают растворитель и высоковязкую нефть по колонне насосно-компрессорных труб штанговым насосом с созданием дилатационной нагрузки на зацементированный зумпф, описанные операции воспроизводят на соседней скважине, имеющей гидродинамическую связь с данной скважиной, при этом при отборе штанговым насосом на одной скважине ведут прокачку нагретого растворителя на другой скважине и наоборот, а после установления гидродинамического взаимодействия между скважинами через одну скважину закачивают нагретый растворитель, а через другую штанговым насосом отбирают нефть, при этом периодически вместе с растворителем закачивают потокоотклоняющие агенты, аналогично проводят работы на прочих скважинах до выработки запасов залежи.

Сущность изобретения

При разработке залежи высоковязкой нефти с вязкостью более 300 мПа·с значительная часть запасов остается в залежи. Существующие способы разработки залежи высоковязкой нефти позволяют несколько повысить извлекаемость запасов, однако эффективность таких способов невелика и нефтеотдача остается на невысоком уровне. В предложенном способе решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.

В нагнетательной скважине цементируют зумпф до подошвы продуктивного пласта, обсаживают до кровли продуктивного пласта и цементируют обсаженную часть скважины, оставляя интервал продуктивного пласта открытым. Скважину оборудуют колонной насосно-компрессорных труб с опорой на зацементированный зумпф. Снизу колонну насосно-компрессорных труб снабжают плоской заглушкой. Нижнюю часть колонны насосно-компрессорных труб до половины интервала продуктивного пласта перфорируют. Над перфорацией на колонне насосно-компрессорных труб размещают пакер. При неустановленном пакере прокачивают по колонне насосно-компрессорных труб нагретый растворитель, по межтрубному пространству скважины отбирают растворитель с частью высоковязкой нефти. Таким образом прогревают призабойную зону и вымывают высоковязкую нефть в непосредственной близости от перфорационных отверстий. Устанавливают пакер, продолжают прокачку нагретого растворителя по колонне насосно-компрессорных труб и отбор растворителя и высоковязкой нефти по межтрубному пространству. Постановка пакера способствует поступлению растворителя в призабойную зону через перфорационные отверстия ниже пакера и вытеснению высоковязкой нефти через перфорационные отверстия выше пакера в межтрубное пространство скважины. Останавливают прокачку растворителя. На дневной поверхности проводят регенерацию растворителя с отделением высоковязкой нефти. Отбирают растворитель и высоковязкую нефть по колонне насосно-компрессорных труб штанговым насосом с созданием дилатационной нагрузки на зацементированный зумпф. Описанные операции воспроизводят на соседней скважине, имеющей гидродинамическую связь с данной скважиной. При этом при отборе штанговым насосом на одной скважине ведут прокачку нагретого растворителя на другой скважине и наоборот, а после установления гидродинамического взаимодействия между скважинами через одну скважину закачивают нагретый растворитель, а через другую штанговым насосом отбирают нефть. Периодически вместе с растворителем закачивают потокоотклоняющие агенты, например нефтерастворимый полимер, наполнитель и т.п. Аналогично проводят работы на прочих скважинах до выработки запасов залежи.

В качестве растворителя используют низковязкую нефть, широкую фракцию легких углеводородов, дистиллят, газоконденсат и т.п.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают залежь высоковязкой нефти со следующими характеристиками: глубина 90 м, толщина пласта 8-30 м, пластовая температура 8°С, пластовое давление 0,5 МПа, нефтенасыщенность 0,70 д.ед., пористость 30%, проницаемость 0,265 мкм2, плотность нефти 956 кг/м3, вязкость нефти 500 мПа·с.

При разработке залежи высоковязкой нефти бурят вертикальные нагнетательные и добывающие скважины. В нагнетательной скважине цементируют зумпф до подошвы продуктивного пласта, обсаживают до кровли продуктивного пласта и цементируют обсаженную часть скважины, оставляя интервал продуктивного пласта открытым. Скважину оборудуют колонной насосно-компрессорных труб с опорой на зацементированный зумпф. Снизу колонну насосно-компрессорных труб снабжают плоской заглушкой. Нижнюю часть колонны насосно-компрессорных труб до половины интервала продуктивного пласта перфорируют. Над перфорацией на колонне насосно-компрессорных труб размещают пакер. При неустановленном пакере прокачивают по колонне насосно-компрессорных труб нагретый растворитель - низковязкую нефть с вязкостью 1 мПа·с, по межтрубному пространству скважины отбирают растворитель с частью высоковязкой нефти. Устанавливают пакер, продолжают прокачку нагретого растворителя по колонне насосно-компрессорных труб и отбор растворителя и высоковязкой нефти по межтрубному пространству. Останавливают прокачку растворителя. На дневной поверхности проводят регенерацию растворителя с отделением высоковязкой нефти. Скважину переводят на отбор высоковязкой нефти. Отбирают оставшийся в призабойной зоне растворитель и высоковязкую нефть по колонне насосно-компрессорных труб штанговым насосом с созданием дилатационной нагрузки на зацементированный зумпф. Описанные операции воспроизводят на соседней скважине, имеющей гидродинамическую связь с данной скважиной. При этом при отборе штанговым насосом на одной скважине ведут прокачку нагретого растворителя на другой скважине и наоборот, а после установления гидродинамического взаимодействия между скважинами через одну скважину закачивают нагретый растворитель, а через другую штанговым насосом отбирают нефть. Периодически вместе с растворителем закачивают потокоотклоняющие агенты - нефтерастворимый полимер. Аналогично проводят работы на прочих скважинах до выработки запасов залежи.

В результате нефтеотдача залежи повысилась до 45%, в то время как по прототипу нефтеотдача достигает 28-30%.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.

Способ разработки залежи высоковязкой нефти, включающий закачку через нагнетательные скважины нагретого растворителя и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что в нагнетательной скважине цементируют зумпф до подошвы продуктивного пласта, обсаживают до кровли продуктивного пласта и цементируют обсаженную часть скважины, оставляя интервал продуктивного пласта открытым, скважину оборудуют колонной насосно-компрессорных труб с опорой на зацементированный зумпф, снизу колонну насосно-компрессорных труб снабжают плоской заглушкой, нижнюю часть колонны насосно-компрессорных труб до половины интервала продуктивного пласта перфорируют, над перфорацией на колонне насосно-компрессорных труб размещают пакер, при неустановленном пакере прокачивают по колонне насосно-компрессорных труб нагретый растворитель, по межтрубному пространству скважины отбирают растворитель с частью высоковязкой нефти, устанавливают пакер, продолжают прокачку нагретого растворителя по колонне насосно-компрессорных труб и отбор растворителя и высоковязкой нефти по межтрубному пространству, останавливают прокачку растворителя, на дневной поверхности проводят регенерацию растворителя с отделением высоковязкой нефти, отбирают растворитель и высоковязкую нефть по колонне насосно-компрессорных труб штанговым насосом с созданием дилатационной нагрузки на зацементированный зумпф, описанные операции воспроизводят на соседней скважине, имеющей гидродинамическую связь с данной скважиной, при этом при отборе штанговым насосом на одной скважине ведут прокачку нагретого растворителя на другой скважине и наоборот, а после установления гидродинамического взаимодействия между скважинами через одну скважину закачивают нагретый растворитель, а через другую штанговым насосом отбирают нефть, при этом периодически вместе с растворителем закачивают потокоотклоняющие агенты, аналогично проводят работы на прочих скважинах до выработки запасов залежи.

www.findpatent.ru

Способ разработки залежи высоковязкой нефти

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке залежей со сверхвязкой нефтью и битумом. Способ включает вскрытие пласта, закачку растворителя с одновременной обработкой пласта высокочастотным электромагнитным полем, передаваемым от генератора к забойному излучателю. Вскрытие пласта проводят, по меньшей мере, одной скважиной. Электромагнитную энергию передают посредством фидера и коротко замыкающейся металлической планшайбы, на которую подвешивают колонну насосно-компрессорной трубы, центрирующей диэлектрической шайбы, замкнутого к насосно-компрессорной трубе на расстоянии четверти длины волны металлического штока, являющегося продолжением внутреннего проводника фидера, диэлектрических шайб. Скважину сначала переводят в режим нагнетания. Затем осуществляют выдержку скважины без какого-либо воздействия. Затем скважину переводят в режим добычи и осуществляют отбор смеси нефти с растворителем из пласта без высокочастотного электромагнитного воздействия. Повышается эффективность и рентабельность, повышается нефтеотдача. 5 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи пласта при разработке залежей со сверхвязкой нефтью и битума.

Существует способ разработки углеводородных залежей, включающий закачку смешивающего агента, например растворителя (П.И.Забродин, Н.Л.Раковский, М.Д.Розенберг, «Вытеснение нефти из пласта растворителем». - М.: Недра, 1968, 224 с.). Недостатком этого способа является его низкая эффективность при разработке месторождений с высоковязкой нефтью и битумами. При закачке «холодного» растворителя возможно снижение температуры в призабойной зоне пласта ниже начальной пластовой. В ряде случаев, это приводит к значительному изменению происходящих в пласте физико-химических процессов, главным образом, к понижению вязкости сверхвязкой нефти и битума. В результате значительно возрастают энергозатраты на преодоление возросшего начального градиента сдвига нефти и снижение вязкости.

Известен способ добычи полезных ископаемых, включающий нагрев пласта высокочастотным электромагнитным полем посредством эксплуатационный скважины при добыче нефти (патент США №2757738, Е21В 43/00). Высокочастотные электромагнитные волны передаются от устья скважины к забою, в качестве линии передачи используется коаксиальная система внутренних и внешних труб скважины: насосно-компрессорная труба и обсадная колонна. Энергетическое и силовое взаимодействие высокочастотных электромагнитных волн с пластом обуславливает возникновение распределенных по объему пласта источников тепла, что приводит к снижению вязкости пластовой жидкости.

Недостатками данного способа является небольшая глубина проникновения электромагнитных волн, и, следовательно, низкий охват пласта нагревом, а также большие потери электромагнитной энергии при реализации метода, т.к. вследствие конечной электропроводности труб они нагреваются и электромагнитная энергия бесполезно рассеивается в окружающих скважину породах.

Известен также способ теплового воздействия на углеводородную залежь (а.с. СССР 1723314, кл. E21B 43/24, 43/22), предусматривающий закачку в пласт через нагнетательную скважину растворителя или смеси растворителей. С целью повышения эффективности способа при воздействии на залежь, содержащую высоковязкую нефть или битум, одновременно с закачкой растворителя ведут обработку пласта высокочастотным полем до достижения температуры на забое нагнетательной скважины, при которой вязкость нефти не превышает вязкости растворителя более чем в десять раз.

Данный способ имеет недостаток, который сдерживает его применение в случае залежей сверхвязких нефтей и битумов: воздействие осуществляется не более, чем в призабойной области нагнетательной скважины. Поэтому, на добычу продукции из ближайших добывающих скважин способ практически не влияет.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому является способ, предусматривающий воздействие на пласт высокочастотным электромагнитным полем с одновременной закачкой смешивающегося агента - растворителя (патент РФ №1824983). Способ предполагает воздействие высокочастотным электромагнитным полем с одновременной закачкой маловязкого агента (растворителя) в нагнетательной скважине. Из окружающих добывающих скважин извлекается смесь нефти и растворителя. Предварительно в добывающих скважинах также ведется обработка высокочастотным электромагнитным полем.

Недостатком указанного способа является его невысокая эффективность и высокая энергетическая затратность при осуществлении способа в залежах со сверхвязкой нефтью и битумом при реальных расстояниях между нагнетательной и добывающими скважинами (около 100 м). В перечисленных выше случаях, области воздействия между нагнетательной и окружающими добывающими скважинами не перекрываются, образуются застойные зоны, в которых отсутствует фильтрация жидкости и перенос тепла, т.к. получаемое тепло только за счет высокочастотного электромагнитного воздействия в добывающих скважинах локализуется в области забоя скважины, а при отборе жидкости происходит «вынос» этого тепла из пласта вместе с добываемым флюидом. Отсюда, неэффективное использование высокочастотной электромагнитной энергии. Как следствие, все произведенные при использовании данного способа затраты значительно превышают стоимость дополнительно добытой продукции и разработка залежи является нерентабельной.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности и рентабельности способа разработки залежи высоковязкой нефти, интенсификация нефтедобычи в залежах сверхвязких нефтей и битума за счет повышения охвата воздействием на пласт нагревом и вытесняющим агентом в призабойной зоне пласта добывающих скважин, максимального использования тепловой энергии с помощью дополнительного переноса тепла в пласт закачиваемым растворителем.

Технический результат достигается тем, что проводят вскрытие пласта по меньшей мере одной скважиной, сначала добывающую скважину переводят в режим нагнетания, затем проводят воздействие высокочастотным электромагнитным полем с одновременной закачкой смешивающегося агента (растворителя) до заполнения 5-10% объема порового пространства пласта; затем осуществляют выдержку скважины без какого-либо воздействия, длительность которой определяется временем релаксации давления в пласте,

,

где tp - время релаксации, с, L - расстояние до контура питания скважины, м, χ - коэффициент пьезопроводности пласта, м2/c, t2 - длительность выдержки скважины, с, ty - время установки оборудования для отбора жидкости из пласта,

затем скважину переводят в режим добычи и осуществляют отбор продукта из пласта без высокочастотного электромагнитного воздействия, длительность отбора продукта определяют временем снижения температуры на забое скважины не ниже первоначальной пластовой температуры, после чего все работы повторяют циклически.

На фиг.1 приведена схема обустройства скважины.

На фиг.2 показана динамика изменения температуры на забое скважины.

На фиг.3 приведена динамика расхода растворителя, отбора смеси нефти с растворителем и нефти.

На фиг.4 приведено изменение коэффициента энергетического баланса от доли заполнения порового пространства.

На схеме обустройства скважины, изображенной на фиг.1, высокочастотная электромагнитная энергия от генератора 1 посредством фидера 2, представляющего собой две коаксиальные трубы, вводится в скважину 3, которая включает обсадную колонну 4 и насосно-компрессорную трубу 5. Выкидная линия 6 служит для подачи закачиваемого растворителя и выкачиваемого продукта в сборный пункт. На короткозамыкающую металлическую планшайбу 7 подвешивается колонна насосно-компрессорной трубы 5, а также центрирующая и герметизирующая диэлектрическая шайба 8 и замкнутый к насосно-компрессорной трубе на расстоянии четверть длины волны металлический шток 9, являющийся продолжением внутреннего проводника фидера 2.

Система «обсадная колонная - насосно-компрессорная труба», изолированная специальными диэлектрическими шайбами 10, представляет собой в радиотехническом отношении коаксиальную передающую линию и служит для канализации высокочастотной электромагнитной энергии от устья скважины 15 к забойному излучателю 11. Забойный излучатель 11 представляет собой коаксиально-вибраторную антенну, которая состоит из нижней части насосно-компрессорной трубы 5, выступающей ниже обсадной колонны 4. На фиг.1 изображены также пласт 12, забой скважины 13, окружающие скважину породы 14, устье скважины 15 и пакер 16, который препятствует проникновению растворителя и нефти в межтрубное пространство (между обсадной колонной 4 и насосно-компрессорной трубой 5).

Динамика изменения температуры на забое скважины 13 приведена на фиг.2, динамика расхода закачиваемого растворителя (кривая 1), дебита отборов смеси нефти с растворителем (кривая 2) и нефти (кривая 3) приведена на фиг.3. Из фиг.2 видно, что в период воздействия с длительностью t1 температура на забое 13 резко возрастает, вследствие чего происходит значительный рост расхода закачиваемого растворителя в скважину 3 (фиг.3). Затем при выдержке скважины 3 с длительностью t2 температура на забое 13 снижается из-за потерь тепла в окружающие скважины породы 14. Согласно результатам, приведенным на фиг.2, при отборе с длительностью t3 происходит дальнейшее снижение температуры из-за выноса тепла из пласта 12 вместе добываемой смесью нефти с растворителем. Вследствие достаточно глубокого прогрева призабойной зоны пласта уменьшение температуры до первоначального значения происходит в течение довольно продолжительного промежутка времени, что способствует дополнительной добыче нефти.

На фиг.4 приведено изменение коэффициента энергетического баланса в зависимости от доли заполнения порового пространства пласта. Коэффициент энергетического баланса рассчитывается как отношение энергетического эквивалента дополнительно добытой по этой технологии воздействия нефти ко всем произведенным при использовании данной технологии затратам. В данном случае учитывается потребляемая мощность генератора высокочастотных электромагнитных волн, его коэффициент полезного действия, потери энергии в линии электропередачи от тепловой электростанции, где условно сжигается добытая нефть, до месторасположения генератора, коэффициент полезного действия линии электропередачи и т.д. Оценка энергетического баланса осуществляется в виде коэффициента, равного отношению получаемой в результате ВЧ нагрева дополнительно добытой энергии и потребленной энергии из-за работы генератора 1 высокочастотных электромагнитных волн.

Способ осуществляется следующим образом.

Сначала добывающую скважину 3 переводят в режим нагнетания, по насосно-компрессорной трубе 5 закачивают растворитель, который вытесняет сверхвязкую нефть или битум от забоя скважины 13 в пласт 12 и смешивается с ним. Одновременно, в пласт 12 излучают высокочастотные электромагнитные волны, которые передаются на забойный излучатель 11 от наземного генератора 1 по коаксиальной передающей линии. Вследствие диэлектрических потерь в пласте 12, электромагнитная энергия преобразуется в тепловую энергию, появляются объемные тепловые источники 17 в пласте 12. При закачке растворителя тепло, выделяемое в стенках насосно-компрессорной трубы 5 дополнительно переносится в пласт 12 вместе с растворителем за счет конвекции. Совместное действие тепловых источников 17 в пласте 12 и нагретого от стенок насосно-компрессорной трубы 5 скважины 3 растворителя способствует увеличению расхода закачиваемого растворителя в скважину 3. Это приводит к увеличению площади дренирования и охвата тепловым воздействием в пласте 12. При повышении температуры в пласте 12 и закачке нагретого маловязкого растворителя увеличивается подвижность пластовой жидкости. Закачка растворителя и воздействие высокочастотным электромагнитным полем продолжается до заполнения 5-10% объема порового пространства пласта 12.

Затем осуществляют «выдержку» скважины 3, при этом закачку растворителя и воздействие высокочастотным электромагнитным полем приостанавливают. В пласте 12 происходит перераспределение давления и температуры, увеличивается зона перемешивания. При перераспределении давления в пласте 12 происходит накопление пластовой энергии за счет повышения пластового давления, что в последующем увеличивает количество отбираемой нефти. Длительность выдержки t2 оценивается по времени релаксации пластового давления (в течение которого предполагается установка оборудования для отбора жидкости из пласта 12 и обратный перевод скважины 3 в добычу):

,

где tp - время релаксации, с, L - расстояние до контура питания скважины 3, м,

- пьезопроводность пласта 12, м2/с, t2 - длительность выдержки скважины 3, ty - время установки оборудования для отбора жидкости из пласта.

Затем скважину 3 переводят в режим добычи и осуществляют отбор смеси нефти с растворителем из пласта 12. Необходимой динамики изменения дебита смеси нефти с растворителем из пласта 12 добиваются подбором оптимального сочетания мощности генератора 1 и давления закачки растворителя скважину 13 в режиме воздействия электромагнитным полем и закачки растворителя в пласт 12. Количество дополнительно добытой нефти за счет заявленного способа на скважине 3 и время эффективного отбора зависит от глубины проникновения растворителя в пласт 12, величины области диффундирования и прогретой зоны пласта 12, скорости охлаждения пласта 12. Длительность отбора t3 определяется временем снижения температуры на забое скважины 13, которая должна составлять не ниже первоначальной пластовой температуры.

Пример 1. Производилось воздействие на пласт, содержащий нефть с вязкостью 1 Па·с при пластовой температуре 15°C. Пористость пласта 0,3, проницаемость 0.5 мкм2, мощность пласта h=10 м, глубина залегания H=700 м, мощность генератора высокочастотных электромагнитных волн 60 кВт, расстояние до контура питания скважины L=60 м, коэффициент пьезопроводности пласта χ=0,00025 м2/с.

Сначала добывающая скважина была переведена в режим нагнетания. После чего, осуществлялось воздействие высокочастотным электромагнитным полем на пласт с одновременной закачкой растворителя до заполнения агентом 6,25% порового пространства пласта. Время воздействия составило t1=46 суток. За время обработки расход закачиваемой жидкости увеличился с 3,30 м3/cyт до 13,73 м3/сут.

Затем осуществлялась выдержка скважины с длительностью 1 сут. Согласно расчетам время релаксации давления в пласте меньше времени выдержки, выполняется условие (ty=0,5 сут)<(t2=1 сут)<(tp=L2 /χ=33 сут).

Затем осуществлялся отбор смеси нефти с растворителем до снижения температуры на забое до 18 С, при начальном пластовой температуре 15°С (фиг.2). При этом дополнительная добыча нефти составила 122 тонны. Оценка эффективности метода проведена на основе расчета энергетического баланса. Согласно расчетам коэффициент энергетического баланса в этом случае составил 2,33:1, т.е. на одну энергетически эквивалентно затраченную тонну нефти получено 2,33 тонны нефти.

На фиг.4 приведены результаты оценки коэффициента энергетического баланса (KEM) в зависимости от относительного порового объема (Ср), заполненного растворителем при различных вариантах воздействия. Проведенный расчетный анализ показал, что наиболее эффективной и рентабельной является циклическое воздействие с заполнением растворителем от 5 до 10% порового пространства.

Использование заявленного способа по сравнению с известными способами позволит повысить коэффициент извлечения углеводородов на 10-12%, повысить коэффициент охвата залежи вытесняющим агентом, сократить количество скважин, используемых для разработки месторождений тяжелых нефтей и битумов.

Формула изобретения

1. Способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума, включающий вскрытие пласта, закачку растворителя с одновременной обработкой пласта высокочастотным электромагнитным полем, передаваемым от генератора к забойному излучателю, отличающийся тем, что вскрытие пласта проводят, по меньшей мере, одной скважиной, включающей обсадную колонну и насосно-компрессорную трубу, высокочастотную электромагнитную энергию передают от генератора посредством фидера и короткозамыкающейся металлической планшайбы, на которую подвешивают колонну насосно-компрессорной трубы, центрирующей диэлектрической шайбы, замкнутого к насосно-компрессорной трубе на расстоянии четверти длины волны металлического штока, являющегося продолжением внутреннего проводника фидера, диэлектрических шайб для изоляции системы «обсадная колонна - насосно-компрессорная труба», скважину сначала переводят в режим нагнетания, затем осуществляют выдержку скважины без какого-либо воздействия, затем скважину переводят в режим добычи и осуществляют отбор смеси нефти с растворителем из пласта без высокочастотного электромагнитного воздействия.

2. Способ разработки залежи высоковязкой нефти по п.1, отличающийся тем, что в режиме нагнетания осуществляют закачку растворителя до заполнения 5-10% объема порового пространства пласта.

3. Способ разработки залежи высоковязкой нефти по п.1, отличающийся тем, что длительность выдержки скважины определяется временем релаксации давления в пласте.

4. Способ разработки залежи высоковязкой нефти по п.1, отличающийся тем, что между обсадной колонной и насосно-компрессорной трубой устанавливают пакер.

5. Способ разработки залежи высоковязкой нефти по п.1, отличающийся тем, что все работы повторяют циклически после снижения температуры на забое скважины не ниже первоначальной пластовой температуры.

6. Способ разработки залежи высоковязкой нефти по п.1, отличающийся тем, что все работы повторяют циклически после достижения первоначального (до воздействия) дебита.

bankpatentov.ru

Способ извлечения высоковязкой нефти из залежи

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам разработки нефтяных месторождений с высоковязкой нефтью с применением теплоносителя. Обеспечивает повышение темпа отбора от запасов и конечного нефтеизвлечения за счет увеличения охвата пласта воздействием теплоносителя, создания единого технологического процесса теплового воздействия на нефтяной пласт через нагнетательные и добывающие скважины. Сущность изобретения: способ извлечения высоковязкой нефти из залежи, вскрытой сеткой нагнетательных и добывающих скважин по пяти-, семи- или девятиточечным обращенным элементам разработки, включает закачку заданного количества теплоносителя в данный элемент залежи через нагнетательную и сгруппированные через одну добывающие скважины, систематическое нагнетание теплоносителя в нагнетательную скважину, а в добывающие - циклическое, с переменой их функций по закачке теплоносителя и отбору продукции. Согласно изобретению расстояние между нагнетательными и добывающими скважинами принимают не более 200 метров. Из нагнетательной скважины в подошвенной части продуктивного пласта дополнительно бурят боковые стволы в радиальном направлении длиной, равной 0,3-0,35 расстояния между нагнетательными и добывающими скважинами, которые размещают равноудаленно от двух соседних добывающих скважин. При этом расчетный объем теплоносителя принимают 0,3-0,5 от порового объема продуктивного пласта. 2 табл., 14 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам разработки нефтяных месторождений с нефтью высокой вязкости с применением теплоносителя.

Совершенствование существующих тепловых методов является одной из важнейших задач. Важно не только получить максимальный коэффициент охвата пласта воздействием, но также сделать это при оптимальных экономических показателях, которые зависят от расходования теплоносителя и времени разработки.

Известен способ разработки залежи вязкой нефти, вскрытой сеткой нагнетательных и добывающих скважин, включающий циклическое нагнетание в пласт расчетного количества теплоносителя и холодной воды через нагнетательную скважину (импульсно-дозированное тепловое воздействие (ИДТВ)) и отбор продукции через добывающие скважины (Кудинов В.И., Сучков Б.М. Новые технологии повышения добычи нефти. - Самара: Кн. изд-во, 1998 г.).

Недостатком этого способа является то, что при периодически чередующемся нагнетании теплоносителя и холодной воды через нагнетательную скважину теплоноситель при перемещении в выработанных заводненных областях пласта выполняет малоэффективную работу, что ведет к неполному охвату воздействием окружающих добывающих скважин, увеличению срока разработки залежи и низкому конечному коэффициенту нефтеизвлечения.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому является способ извлечения вязкой нефти из залежи (Патент РФ №1744998, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №35, 20.12.1995 г.), вскрытой сеткой нагнетательных и добывающих скважин по пяти-, семи- или девятиточечным обращенным элементам разработки, включающий закачку заданного количества теплоносителя в данный элемент (участок) залежи через паронагнетательную и сгруппированные через одну добывающие скважины, систематическое нагнетание теплоносителя в паронагнетательную скважину, а в добывающие - циклическое, с переменой их функций по закачке теплоносителя и отбору продукции.

Недостатком этого способа является то, что тепловой фронт продвигается по кровельной части пласта, а в силу геометрии линии тока в сегменте элемента между добывающими и нагнетательной скважинами образуются застойные зоны (потери), что приводит к низкому темпу выработки запасов и снижению коэффициента нефтеизвлечения (фиг.1).

Технической задачей изобретения является повышение темпа отбора от запасов и конечного нефтеизвлечения за счет увеличения охвата пласта воздействием теплоносителя, создания единого технологического процесса теплового воздействия на нефтяной пласт через нагнетательные и добывающие скважины.

Решение поставленной задачи достигается описываемым способом извлечения высоковязкой нефти из залежи вскрытой сеткой нагнетательных и добывающих скважин по пяти-, семи- или девятиточечным обращенным элементам разработки, включающим закачку заданного количества теплоносителя в данный элемент (участок) залежи через нагнетательную и сгруппированные через одну добывающие скважины, систематическое нагнетание теплоносителя в нагнетательную скважину, а в добывающие - циклическое, с переменой их функций по закачке теплоносителя и отбору продукции.

Новым является то, что расстояние между нагнетательными и добывающими скважинами принимают не более 200 метров, из нагнетательной скважины в подошвенной части продуктивного пласта дополнительно бурят боковые стволы в радиальном направлении длиной, равной 0,3-0,35 расстояния между нагнетательными и добывающими скважинами, которые размещают равноудаленно от двух соседних добывающих скважин, при этом расчетный объем теплоносителя принимают 0,3-0,5 от перового объема продуктивного пласта.

Способ осуществляют следующим образом.

Залежь высоковязкой нефти вскрывают сеткой нагнетательных и добывающих скважин по пяти-, семи- или девятиточечным обращенным элементам с расстоянием между скважинами не более 200 м. Сетка разбуривания зависит от размеров месторождения и его геологического строения. В процессе бурения уточняют геологическое строение залежи, определяют геолого-физические характеристики продуктивного пласта (площадь нефтеносности, нефтенасыщенную толщину, пористость, коэффициент нефтенасыщенности, плотность, объемный коэффициент), подсчитывают запасы высоковязкой нефти. Определяют расчетный объем теплоносителя, необходимого для эффективного прогрева элемента разработки, который составляет 0,3-0,5 д.ед. от перового объема. Из нагнетательных скважин в подошвенной части продуктивного пласта в радиальном направлении дополнительно бурят боковые стволы (БС), например по технологии «Rad-tech», длиной, равной 0,30-0,35 д.ед. по отношению к расстоянию между скважинами. На залежи вскрытой сеткой нагнетательных и добывающих скважин по пяти- или девятиточечным обращенным элементам разработки из нагнетательных скважин бурят 4 боковых ствола, которые размещают равноудаленно от двух соседних добывающих скважин (фиг.2. А, Г), а на залежи вскрытой сеткой нагнетательных и добывающих скважин по семиточечным обращенным элементам разработки из нагнетательных скважин бурят 3 боковых ствола, которые размещают равноудаленно от двух соседних добывающих скважин чередованием через один сегмент (фиг.2. Б). Скважины осваивают под закачку расчетного количества теплоносителя, например пара, горячей воды с последующей закачкой холодной воды. Запускают в работу добывающие скважины для отбора продукции, в которых циклически проводят паротепловую обработку призабойной зоны пласта до наступления теплового фронта от закачки теплоносителя в нагнетательную скважину.

Предложенный способ исследован с использованием программного комплекса компании CMG (Канада). Термогидродинамические расчеты выполнены в модуле STARS. Термогидродинамический симулятор STARS является составным компонентом программного комплекса компании CMG (Tutorials of Stars ver. 2005. 10.).

Выбор оптимальной системы разработки решался последовательно. На начальном этапе осуществлялся выбор оптимального варианта извлечения высоковязкой нефти из залежи для отдельного пяти, семи -и девятиточечного обращенного элемента разработки, включающий закачку теплоносителя. В целях совершенствования методов теплового воздействия в нагнетательной скважине для увеличения эффективного радиуса воздействия дополнительно по пласту разместили равноудаленно от двух соседних добывающих скважин боковые стволы.

С целью выбора оптимального варианта извлечения высоковязкой нефти из залежи для различных элементов разработки проводились термогидродинамические расчеты, в ходе которых решались следующие задачи по определению:

- геометрического размещения боковых стволов по гидродинамическим слоям в кровельной, подошвенной и центральной части исследуемого пласта;

- оптимальной длины боковых стволов;

- эффективного расстояния между скважинами.

Далее термогидродинамические расчеты проводились на укрупненных элементах воздействия (системах) с использованием результатов предыдущего этапа и рационального объема закачки теплоносителя, т.е. его оптимальное сочетание с вытесняющим агентом в зависимости от объема пор пласта.

Исходные данные для проведения расчетов приведены в таблице 1.

Таблица 1Основные исходные данные
Наименование параметров Элементы воздействия
Пятиточечный, обращенный Семиточечный, обращенный Девятиточечный, обращенный
Глубина залегания, м 1100 1100 1100
Нефтенасыщенная толщина, м 5.0 5.0 5.0
Пористость, % 15.0 15.0 15.0
Проницаемость, мкм2 0.1000 0.1000 0.100
Вязкость нефти в пл. усл., мПа*с 200.0 200.0 200.0
Плотность нефти в пл. усл., кг/м3 900.0 900.0 900.0
Нач. пластовое давление, МПа 11.0 11.0 11.0
Нач. пластовая температура, °С 25.0 25.0 25.0
Забойное давление доб.скв., МПа 5.0 5.0 5.0
Забойное давление нагн.скв., МПа 15.0 15.0 15.0
Температура пара, °С 250.0 250.0 250.0
Расстояние между скважинами, м 150; 200; 300 150; 200; 300 150; 200; 300
Соотношение добывающих скважин к нагнетательным, д.ед. 1 2 3
Отношение длины радиальных стволов к расстоянию между скважинами, д.ед. 0.1 0.1 0.1
0.3 0.3 0.3
0.35 0.35 0.35
0.5 0.5 0.5
Число гидродинамических слоев (продуктивных пластов), шт 5 5 5

Анализ результатов, полученных с использованием термогидродинамических расчетов, показал следующее.

1. Максимальный темп отбора от геологических запасов высоковязкой нефти и высокие значения коэффициентов нефтеизвлечения достигаются при закачке пара с дополнительным бурением в нагнетательных скважинах боковых стволов в пятом (нижнем) гидродинамическом слое. При этом соотношение длины бокового ствола к расстоянию между соседними скважинами равен 0,30-0,35 д.ед. Такая тенденция наблюдается для всех проведенных расчетов с различными расстояниями между скважинами (150, 200, 300 м). Максимальные значения темпа достигаются при расстояниях между скважинами 150 и 200 м.

2. С увеличением расстояния между скважинами в 1,5 раза максимальный темп отбора снижается в 2 раза, что ведет к увеличению срока разработки в 2 раза.

Следовательно, большие потенциальные возможности для достижения максимальной выработки запасов высоковязкой нефти из пласта при применении теплового воздействия наблюдаются:

- при дополнительном бурении боковых стволов в нагнетательной скважине;

- при бурении боковых стволов по подошвенной части пласта;

- при соотношении длины боковых стволов к расстоянию между соседними добывающими скважинами, равному 0,30-0,35 д.ед.;

- при расстоянии между скважинами не более 200 м.

Далее термогидродинамические расчеты проводились на укрупненных элементах с расстояниями между скважинами 150, 200 и 300 м. При этом учитывались ранее полученные результаты расчетов для элементов, где было применено бурение боковых стволов по пятому (нижнему) гидродинамическому слою длиной соответственно 45-53, 60-70 и 90-105 м.

Теоретические исследования, технологические и экономические расчеты выявили важную предпосылку успешного и целесообразного применения метода вытеснения нефти теплоносителями - отказ от непрерывного нагнетания и необходимости сочетания закачки теплоносителя с заводнением. Такое сочетание достигается путем нагнетания теплоносителя в пласт в определенном объеме и последующего перемещения тепловой оторочки по пласту нагнетанием более дешевого агента - воды.

Особенности процесса извлечения высоковязкой нефти из залежи с применением нагнетания в пласт оторочек теплоносителя обуславливают и подход к проектированию. Так как необходимый объем оторочки теплоносителя определяется расстоянием, которое тепловая волна должна пройти до эксплуатационных скважин, то это приводит к ограничениям по плотности размещения скважин. Наконец, сам факт извлечения высоковязкой нефти из залежи при помощи оторочки теплоносителя вызывает целесообразность принципа последовательной разработки отдельных участков залежи или залежей месторождения.

В рамках данного изобретения проведены численные эксперименты по закачке холодной воды и пара отдельно и в комбинации друг с другом, а также с учетом и без учета дополнительного бурения в нагнетательных скважинах боковых стволов. С целью обоснования и изучения методов комбинированного воздействия на пласт выполнены термогидродинамические расчеты на разные объемы закачки (0,1, 0,3, 0,5 д.ед. от порового объема) оторочек пара с последующей закачкой воды и циклической паротепловой обработкой призабойной зоны добывающих скважин до наступления теплового фронта от закачки теплоносителя в нагнетательную скважину.

Результаты расчетов приведены на фиг.3-8.

Распределение текущей нефтенасыщенности в зависимости от времени для укрупненного обращенного элемента (системы) с расстоянием между скважинами 200 м и бурением в радиальном направлении боковых стволов по пятому (нижнему) гидродинамическому слою длиной 60 м представлены на фиг.9-14.

Из анализа вышеприведенных результатов термогидродинамических расчетов установлено следующее:

1. Бурение в нагнетательных скважинах боковых стволов в радиальном направлении длиной, равной 0,30-0,35 д.ед. по отношению к расстоянию между скважинами, которые размещают равноудаленно от двух соседних добывающих скважин, ведет к повышению темпа отбора от запасов и конечного нефтеизвлечения за счет увеличения охвата пласта воздействием, создания единого технологического процесса теплового воздействия на нефтяной пласт через нагнетательные и добывающие скважины.

2. Увеличение расстояния между скважинами более 200 м заметно сказывается на падении темпа отбора, на снижении коэффициента нефтеизвлечения и на увеличении срока разработки пласта.

3. При закачке оторочек пара в объеме 0,3-0,5 д.ед. от порового объема результаты основных технологических показателей разработки близки между собой.

4. Заявляемый способ по сравнению со способом-прототипом позволяет повысить нефтеизвлечение на 2-4%.

Результаты технико-экономической оценки представлены в таблице 2. Выбор наиболее предпочтительного технологического процесса по извлечению высоковязкой нефти из залежи осуществлялся по наилучшим экономическим показателям: чистой прибыли, потоку наличности, доходу государства, индексу доходности дисконтированных затрат. Видно, что при любой сетке скважин наиболее экономически эффективным является способ извлечения высоковязкой нефти из залежи при сочетании теплового воздействия на пласт с заводнением при закачке оторочки пара в объеме 0,3-0,5 д.ед. от порового объема.

Способ извлечения высоковязкой нефти из залежи вскрытой сеткой нагнетательных и добывающих скважин по пяти-, семи- или девятиточечным обращенным элементам разработки, включающий закачку заданного количества теплоносителя в данный элемент залежи через нагнетательную и сгруппированные через одну добывающие скважины, систематическое нагнетание теплоносителя в нагнетательную скважину, а в добывающие - циклическое, с переменой их функций по закачке теплоносителя и отбору продукции, отличающийся тем, что расстояние между нагнетательными и добывающими скважинами принимают не более 200 м, из нагнетательной скважины в подошвенной части продуктивного пласта дополнительно бурят боковые стволы в радиальном направлении длиной, равной 0,3-0,35 расстояния между нагнетательными и добывающими скважинами, которые размещают равноудаленно от двух соседних добывающих скважин, при этом расчетный объем теплоносителя принимают 0,3-0,5 от порового объема продуктивного пласта.

www.findpatent.ru

Способ разработки залежи высоковязкой нефти

 

(19)SU(11)1078976(13)A1(51)  МПК 6    E21B43/24(12) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯк авторскому свидетельствуСтатус: по данным на 27.12.2012 - прекратил действиеПошлина: учтена за 16 год с 25.08.1997 по 24.08.1998

(54) СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки залежи высоковязкой нефти или битума методом внутрипластового горения. Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти методом внутрипластового горения, включающий разбуривание ее рядами нагнетательных скважин и отбор продукции через добывающие скважины. Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти путем создания в пласте внутрипластового горения, включающий разбуривание залежи равномерной сеткой скважин, закачку окислителя в пласт через нагнетательные скважины и извлечение продукции через добывающие скважины. Основным недостатком известных способов является то, что при их осуществлении выбор скважин под нагнетание окислителя производят без учета геологического строения - локальных изменений глубин залегания продуктивного пласта. Поэтому часто нагнетательные скважины оказываются на структуре выше добывающих скважин. Вследствие этого закачиваемый окислитель и газообразные продукты горения фильтруются лишь по кровельной части пласта, а у подошвенной образуется застойная зона нефти, куда окислитель не проникает. Это объясняется гравитационным эффектом: окислитель, как наиболее легкий агент по сравнению с пластовыми флюидами (нефть, вода), стремится занять верхнюю часть пласта. Возрастание пластового давления с глубиной является дополнительным фактором, способствующим образованию застойной зоны у подошвы пласта. Охват фильтрацией окислителя как по толщине пласта, так и по площади будет тем меньше, чем ниже по структуре находится добывающая скважина по сравнению с гидродинамически связанной с ней нагнетательной скважиной. В результате и процесс горения развивается, в основном, в верхней его части, а из нижней части нефть не извлекается. Следствием этого является низкий коэффициент нефтеотдачи пласта. Целью изобретения является увеличение охвата пласта горением. Указанная цель достигается тем, что по способу разработки залежи высоковязкой нефти путем создания в пласте внутрипластового горения, включающему разбуривание залежи равномерной сеткой скважин, закачку окислителя в пласт через нагнетательные скважины и извлечение продукции через добывающие скважины, выделяют участки локальных поднятий и погружений пласта и закачку окислителя производят через скважины, вскрывшие пласт в наиболее погруженных частях этих участков. Сущность изобретения можно пояснить следующим образом. В процессе горения движение окислителя по пласту происходит под действием двух основных сил: гидродинамической и силы тяжести. Гидродинамическая сила способствует его фильтрации в горизонтальном направлении из-за большей проницаемости пласта по простиранию, чем по вертикали, а сила тяжести - вверх по вертикали, вследствие малой плотности окислителя по отношению к пластовым жидкостям. Так как добывающие скважины по предлагаемому способу всегда расположены по структуре выше по сравнению с гидродинамически связанными с ними нагнетательными, то результирующая сила будет направлена приблизительно параллельно подошве пласта. Этим обеспечивается более полный охват пласта фильтрацией окислителя, что в свою очередь приводит к увеличению, в сравнении с известным способом, охвата пласта горением, а в конечном счете - к увеличению нефтеотдачи пласта. На чертеже дана схема расположения скважин опытного участка. В числителе - номер скважины, в знаменателе - абсолютная отметка подошвы пласта; а - нагнетательная скважина по предлагаемому способу, б - по известному способу; линии - границы участков. Способ осуществляют в следующей последовательности. Залежь разбуривают равномерной сеткой скважин. Плотность сетки в зависимости от геолого-физических параметров пласта и физико-химических свойств нефти обосновывается технико-экономическими расчетами. По результатам геофизических исследований строят структурную карту по подошве продуктивного пласта, показывающую распространение глубины залегания подошвы продуктивного пласта с помощью изолиний. На основе анализа этой карты на залежи выделяют участки локальных поднятий и погружений структуры продуктивного пласта. На каждом участке под нагнетание окислителя выбирают скважины, расположенные в наиболее пониженной части подошвы пласта и имеющие наибольшую степень гидродинамической связанности с окружающими скважинами данного участка. Рассмотрим условный пример осуществления предлагаемого способа. Продуктивный пласт имел следующие характеристики. Среднее значение пористости 24%, проницаемости 298 мл, начальная нефтенасыщенность 88%, вязкость пластовой нефти 45 МПас, плотность 0,9 г/см3, толщина пласта 8 м. Перепад между забойными давлениями нагнетательной и добывающей скважин принимали равным 80 МПа. Участок разбурили 38 скважинами по треугольной сетке на расстоянии 300 м друг от друга (схему размещения скважин см. на чертеже). С помощью геофизических методов исследования определили значения глубин погружений подошвы продуктивного пласта, вскрытого этими скважинами (таблица 1). Согласно технико-экономическим расчетам необходимое количество нагнетательных скважин составило 11 штук. Выбор скважин под нагнетательные производили следующим образом. Из числа всех пробуренных были выделены скважины, вскрывшие пласт в локально погруженных участках, вокруг которых имелись скважины, расположенные по структуре выше. Из числа выделенных глубоких скважин, с учетом их рассредоточенности по площади, под нагнетательные были выбраны скважины NN 3,7,9,10,18,21,22,24,26, 35, 38. Через них проводили закачку воздуха и инициирование внутрипластового горения, а через остальные скважины - отбор продукции. Согласно расчетам накопленный объем закачанного воздуха в одну скважину за весь период, равный 7,5 лет, составил 103 млн. нм3. Коэффициент охвата пласта горением на данном участке определяли расчетным путем на ЭВМ по известной методике. Расчетную область разбивали на прямоугольные ячейки и для каждой из них вычисляли значения давления, расхода окислителя и насыщенность нефтью в различные моменты времени (через 10 суток). По результатам расчетов определяли коэффициент охвата фильтрацией расчетного участка продуктивного пласта как отношение количества ячеек, в которых произошло изменение нефтенасыщенности по сравнению с исходной, к общему количеству ячеек. Расчетный коэффициент охвата пласта фильтрацией окислителя (воздуха) составил по предлагаемому способу 48%. Принимая коэффициент охвата пласта горением равным коэффициенту охвата пласта фильтрацией окислителя и используя усредненные данные лабораторных испытаний по коэффициентам вытеснения нефти из выжженной зоны (Квг = 0,85) и смежной зоны (Квсм = 0,3), определяли коэффициент нефтеотдачи расчетного участка пласта по формуле: = Kог Квг + (1 - Ког) Квсм, где Ког - коэффициент охвата пласта горением. Коэффициент нефтеотдачи пласта при осуществлении предлагаемого способа составил: = 0,480,85 + 0,520,3 = 0,564,или 56,4%. Расчетный коэффициент охвата пласта горением по известному способу составил 36%, а коэффициент нефтеотдачи - 49,8%. Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа достигается за счет увеличения охвата пласта процессом горения и соответственно повышения коэффициента нефтеотдачи пласта без дополнительных капитальных затрат. Расчеты, выполненные на ЭВМ применительно к опытному участку, описанному в примере конкретного выполнения способа, показали, что при осуществлении предлагаемого способа коэффициент охвата пласта горением по объему увеличивается на 12%, что дает возможность повысить коэффициент нефтеотдачи пласта на данном участке на 6,6%.

Формула изобретения

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ путем создания в пласте внутрипластового горения, включающий разбуривание залежи равномерной сеткой скважины, закачку окислителя в пласт через нагнетательные скважины и извлечение продукции через добывающие скважины, отличающийся тем, что, с целью увеличения охвата пласта горением, выделяют участки локальных поднятий и погружений пласта, и закачку окислителя производят через скважины, вскрывшие пласт в наиболее погруженных частях этих участков.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3

MM4A Досрочное прекращение действия патента Российской Федерации на изобретение из-за неуплаты в установленный срок пошлины за поддержание патента в силе

Номер и год публикации бюллетеня: 29-2002

Извещение опубликовано: 20.10.2002        

www.findpatent.ru