Способ разработки залежи нефти
1. СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАПЕ ЖИ НЕФТИ, включающий бурение нагнетательных и эксплуатационных скважин, создание в пласте зоны повышенной проницаемости путем осуществления гидравлического разрыва пласта между нагнетательными и взаимодействующими с ними эксплуатационными скважинами с поддержанием трещины в раскрытом состоянии закачкой в нее теплоносителя, отличающийся тем, что, с целью повьпиения эффективности вытеснения нефти за счет повышения термического КПД, нагнетательные и эксплуатационные скважины вскрывают нефтеносный пласт на всю толщину, гидроразрыв создают посредством нагнетательных скважин, а после формирования зоны текучести осуществляют прокачку вытесняющего агента через пласт для вытеснения нефти и извлечения ее на поверхность через эксплуатационные скважины, причем закачку теплоносителя для поддержания трещин в раскрытом состоянии осуществляют со скоростью, рассчитываемой по формулам для пара Qc 0,02174 А/Н екр
СОЮЗ СОВЕТСКИХ
СОЦИАЛИСТИЧЕО ИХ
PECflVSflHH (19) (11) g 1) - Е 21 В 43/24
ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
К flATEHTY товым. ние.
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР
ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЫТИЙ (21) 2821197/22-03 (22) 02.!0.79 (31) 948359 (32) 03. 10. 78 (33) США (46) 23.03.84. Бюл. 11 (72) Джек Д.Макдэниэл, Микаэль
В. Брайттон, Вильям Л. Мартин и Хэрри А. Вал (США) (71) Континентал Ойл Компани (США) (53) 622.276.4.(088.8) (56) 1. Патент США В 3396791, кл. 166-11, опублик. 1968.
2. Патент США N" 3221813, кл. 166-11, опублик. 1965 (прототип).
".(54)(57) 1. СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕ° ЖИ НЕФТИ, включающий бурение нагнетательных и эксплуатационных скважин, создание в пласте зоны повышенной проницаемости путем осуществления гидравлического разрыва пласта между нагнетательными и взаимодействующими с ними эксплуатационными скважинами с поддержанием трещины в раскрытом состоянии закачкой н нее теплоносителя, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности вытеснения нефти за счет повышения термического КПД, нагнетательные и эксплуатационные скважины вскрывают нефтенссный пласт на всю толщину, гидро1 разрыв создают посредством нагнетательных скважин, а после формирования зоны текучести осуществляют прокачку вытесняющего агента через пласт для вытеснения нефти и извлечения ее на поверхность через эксплуатационные скважины, причем закачку теплоносителя для поддержания трещин в раскрытом состоянии осуществляют со скоростью, рассчитываемой по формулам для пара ЯБ = 0,02174 А/h хp (0,02739 TE<),); для горячей воды или водно-паровой;: смеси ф), = 5,04 «
«10 Ab ехр (0,02739ТЕ як где Ц вЂ” скорость нагнетания па5 ра, м воды/дн;
Q)(— скорость нагнетания воды, Дж/дн., Д вЂ” площадь нагрева между скважинами, м ; толщина нагреваемого пласта, м;
ТЕg) — термический КПД.
2. Способ по п. 1 о т л и ч а юi щ и и с ь тем, что гидроразрыв осуществляют в эксплуатационных скважинах поочередно.
3. Способ по и. 1 о т л и ч а юl шийся тем, что перед проведением посредством нагнетательных скважин гидравлического горизонтального разрыва пласта давление в эксплуатационных скважинах выравнивают с плас4. Способ по и. 1, о т л и ч а юшийся тем, что в качестве вытесняющего агента через пласт прокачивают пар или пар с водой, или пар с кислородом, или пар с горячей водой, или пар с каустической содой,, или воду.
5. Способ по п. 1,о т л и ч а юшийся тем, что при осуществлении гидрораэрыва пласта в нагнетательных скважинах в эксплуатационных скважинах поддерживают противодавле1082332
TE„=Õ Е Ег1С х+ — -1
1 2 х 2 )(11Н л
2КоЬ (РС 1 Ú,112 гр,е к=—
h(pc) r
Целью изобретения является повышение эффективности вытеснения нефти за счет высокого термического КПД.
Поставленная цель до=тигается тем, что согласно способу разработки залежи нефти, включающему бурение нагнетательных и эксплуатационных сква1жин, создание в пласте эоны повы шенной проницаемости путем осущестJ вления гидравлического разрыва пласта между нагнетательными и взаимоИзобретение относится к способу добычи тяжелой нефти, в частности может быть использовано при добыче тяжелой нефти или смол иэ пород,, залегающих на сравнительно небольшой глубине и имеющих относительно низкую проницаемость.
Известен способ разработки залежи нефти путем осуществления в пласте между нагнетательной и эксплуатационндй скважинами гидравлического разрыва, через который циркулирует вода с повышающейся температурой до тех пор, пока вязкость смолы станет меньше 50 сП,а затем через пласт 15 пропускают пар от нагнетательной скважины в эксплуатационную (1) .
Известен способ разработки залежи нефти, включающий бурение нагнетательных и эксплуатационных скважин, 20 создание в пласте зоны повышенной проницаемости путем осуществления гидравлического разрыва пласта между нагнетательными и взаимодействующими с ними эксплуатационными скважи-25 нами с поддержанием трещины в раскрытом состоянии закачкой в нее теплоносителя (2) .
Однако известные способы недостаточно эффективны для добычи тяжелой Зб нефти и пластов с рыхлыми коллекторами, в которых пласт непроницаем при естественной температуре, а также для добычи тяжелой нефти из пород с, повышенной плотностью, залегающих на относительно небольшой глубине или имеющих низкую проницаемость.
Обычно термический КПД (ТЕ 1,) в известных способах составляет около
20-40Х, но не превышает 407.,ТЕ ян .определяется следующим уравнением действующими с ними эксплуа,;ционными скважинами с поддержанием трещины в раскрытом состоянии закачкой в нее теплоносителя, нагнетательные и эксплуатационные скважины вскрывают нефтеносный пласт на всю толщину, гндроразрыв создают посредством нагнетательных скважин, а после формирования зоны текучести осуществляют прокачку вытесняющего агента через пласт для вытеснения нефти i извлечения ее на поверхность через эксплуатационные скважины, причем закачку теплоносителя для поддержания трещин в раскрытом состоянии осуществляют со скоростью, рассчитываемой по формулам для napa/ =0,02174 А/h еяр (0,02739 TE11J, для горячей воды или водно-паровой смеси 01, = 5,04 ° 10 А/beep
Р (0,02739 ТЕ11, где Qc — скорость нагнетания пара, воды/дн;
Ян — скорость нагнетания воды, Дж/дн.;
А — площадь нагрева между скважинамк, м ; толщина нагреваемого пласта, м, ТЕ „- термический КПД, равный
40-90Ж.
Причем гидроразрыв осуществляют в эксплуатационных скважинах поочеpf дно.
Перед проведением посредством нагнетательных скважин гидравлического горизонтального разрыва пласта давление в эксплуатационных скважинах выравнивают с пластовым.
При этом в качестве вытесняющего агента через пласт прокачивают пар или пар с водой, или пар с кислородом, или пар с горячей водой, или пар с каустической содой, или воду.
При осуществлении гидрораэрыва пласта в нагнетательных скважинах в эксплуатационных скважинах поддерживают противодавление.
Способ осуществляют следующим образом.
Зону повышенного нагрева и текучести среды устанавливают между нагнетательной и эксплуатационной скважинами, вертикально проходящими нефтеносный пласт, путями гидравлического разрыва между скважинами, нагнетания пара в нагнетательную скважину и получения текущих сред нз эксплуатационной скважины. Нагнетают пар в
1082332 систему разрыва между скважинами с достаточными скоростью и давлением и в течение достаточного времеыи для установления термического КПД для нагрева пласта ТЕ В соответствии с одним аспектом пар нагнетают со скоростью Q+., выражаемой в баррелях (159 дм ) воды/день, что равно, по крайней мере, 1812 А/bexp (0,02739 х TEg>), где А— горизонтальная площадь, нагреваемая между скважинами, вырзженная в акрах (0,4 га); h — толщина нагреваемого пласта в футах (30,48 см); причем ТЕ М выше 40Х и, предпочтительно,70Х и выше. В других метрических единицах измерениями 0,02174 А/hexp (0,02?39 х х ТЕ,Д; ТЕRH7 40Х предпочтительно не менее 70Х, где G< м Н О/день, 7 А, м2, и, м. Если нагнетается другая водная среда, а не пар (например горячая вода или смесь горячей воды и пара), аналогичная скорость нагнетания среды для водной среды, т.е. может быть легко определена из следующей формулы О з — 1000 4» 5Gf uf 30 где подстрочное 1 — нагнетаемая среда; H f — энтальпия на забое скважины среды, выраженная в Британских тепловых единицах на фунт; G C f — удельный вес среды при средней температуре; 35 баррель пара имеет энтальпию на забое скважины, равную 1000 Британских тепловых единиц на фунт (2323 Дж/г) или 350000 Британских тепловых единиц на баррель (5,86 х 10 1 /мз). Таким образом, поскольку Оы = Qs x х 350 х Н, Н = 1000 в выражениях эквивалентной скорости нагнетания, а (» — ежедневная скорость нагнетания, приведенные уравнения для ежедневной 45 скорости выражены следующим образом: 011=6,342 х 10 А/h ехр (0,02739xTE „) в Американских единицах измерения или Цн = 5,05 х 10 A/h exp (0,02739 х х ТЕ ыf в метрических единицах, причем(выражается в Дж/день(0,239 кал) . .Ф 50 В Зона текучести нагретой тяжелой нефти, горизонтально пересекающая нефтеносный пласт, последовательно прокачивается вытесняющим паром, сти- 55 мулированием с водой, паром с водой, горячей водой с каустиком или горячей водой. Зону текучести нагретой тяжелой нефти, горизонтально пересекающую залежь тяжелой нефти, устанавливают в пласте с плотностью в градусах Американского нефтяного института, равной 10, который непроницаем для сред при температуре нефтеносного рласта. На фиг. 1 показана пятискважинная система, момент осуществления процесса заводнения через систему разрыва под давлением, достаточным для поддержания разрыва в раскрытом состоянии, поперечное сечение; на фиг. 2 — то же, момент последующего установления зоны текучести среды и повышенной температуры, а также рас- . пространение нагретой эоны повышенной текучести заполнением паром материнской породы, распространяющимся от нагнетательной скважины к удаленным от центра эксплуатационным скважинам; на фиг. 3 — график распределения тепла во времени. Грунт 1, содержащий покрывающую породу 2, показанную с линией разрыва 3, и перекрывающую породу 4, располагается поверх нефтеносного пласта 5, который подстилается формацией 6. Перекрывающая порода и нефтеносный пласт 5 вертикально пересекаются пя" тискважинной системой, состоящей Hs центральчой нагнетательной 7 и удаленных от центра эксплуатационных 8-11 скважин. Каждая скважина, пересекающая нефтеносный пласт, содержит обсадную колонну 12, закрепленную в пласте цементом 13, и имеет колонну труб, сообщающуюся с наружным оборудованием через выпускное отверстие 14 на устье скважины !5 и образующую кольцевое пространство 16 между колонной труб и обсадной колонной, которая сообщается с наружным оборудованием через выпускное отверстие 17. Скважины проходят через нефтеносный пласт и скреплены с подстилающей породой цементом 18. В каждой эксплуатационной скважине сначала проделывают брешь вращающимся гидравлическим режущим инструментом, а затем проводят гидравлический разрыв до образования горизонтального разрыва 19. Разрыв пласта можно обеспечить либо нагнетанием водной среды в образованную брешь через отверстие 14 или колонну труб 1082332 20, либо через отверстие 17 и через кольцевое пространство 16. В следующий момент íà нет-ают пар под давлением разделения, т.е. под давлением, достаточным для поддержания разделения гидравлического разрыва. Операции проводятся поочередно ва всех эксплуатационных скважинах, после чего эксплуатационные скважины пер10 фарируют по всей толщине пласта. После этого в центральной нагнетательной скважине проделывают брешь и подвергают гидравлическому разрыву для установления сообщения эксплу.атационным скважинам через горизонтальный разрыв 21, В эксплуатационных скважинах у< танавливают обратное цавление, необходимое для распределения гидравлического горизонтального разрыва Io IIIITHII03HIJHoHBOH 20 схеме. После этого немедленно нагнетают пар либо через отверстие 14, либо через отверстие t7, либо через оба отверстия нагнетательнай скважины и через систему разрыва с достаточно высокой скоростью, при достаточном давлении и на протяжении достаточноIo времени для разъема пласта вдоль, по крайней мере, основной части сис- 30 темы разрыва между скважинами, обеспечивая направленный поток жидкостей через пласт с разобщенным разрывам и нагрев проводимостью значительного объема -:-е-фтенаснаг о пласта перпендикулярно потоку r:.о каналу. В ксплуатациoIIIII,Ix скважинах поддерживают пратнвадавление, необходимое для распределения патака равномерна по системе по мере того, как среды вьгходят щ из угловых эксплуатационных скважин. На фиг. показан процесс в момент нагнетания пара с высокой скоростью, Срець. проходят (показана 45 стрелками) через канал разрыва и смежно с ним, обеспечивая нагрев проводимостью пласта, аграниче:- наго зоной 22 и 23, с выходом как горячей смолы, так и горячей воцы из эксплуатационньгх скважин путем взаимообмена 0 сред от канала разрыва в более сильно нагретой зоне 23 и до меньшей степени -- в менее нагретой зоне 22. На эксплуатационных скважинах удерживается обратное давление, достаточное для поддержания системь1 разрыва в разделенном состоянии по крайней мере до тех пор, пока смола около канала разрыва достаточно не нагр . я. с обеспечением свободного сообщ ния сред между нагнетательной и эксплуатационными скважинами. При последующем нагреве проводимостью смолы в зоне между скважинами скорость нагнетания пара и давление нефтеносного пласта снижаются, в результате чего происходит сжатие системы разрыва (фиг. 2, позиция 24). В нагнетательной скважине проделываются перфорации и пар нагнетают с пониженными скоростью и давлением для направления потока заводнения паром с прокачкой материнской породы через нагретую зону 22, как это показано фронтом 25, проходящим между нагнетательной и эксплуатационными скважинами. Поток сред показан стрелками в нефтеносном ппасте. Затем проводят заводнение паром с пракачкой материнской породы при 1 высоких и экономически выгодных скоростях до получения значительного количества смолы, при этом теряется необходимость в непрерывном нагнетании среды. В системе выхода обеспечивается добыча высокого процента смолы. Изобретение включает установление зоны повьппенного тепла и текучести жидкости в нагнетательной и эксплуатационных скважинах, вертикально проходящих нефтеносный пласт, путем последавательньгх: гидравлического разрыва между скважинами, нагнетания пара в нагнетательную скважину и получения сред усовершенствованным способом. Причем пар нагнетают с достаточно высокой скоростью при достаточном давлении и в течение достаточного времени, чем поддерживается разделение пласта вдоль системы разрыва между скважинами с обеспечением потока жидкостей по каналу через систему разделенного разрыва и нагрева проводимостью значительного объема пласта перпендикулярно направлению потока по каналу. Образуемые гидравлические разрыва являются горизонтальными, а пар нагнетают так, чтобы поддержать разделение пласта вдоль системы разрыва и нагреть значительный обьем пласта вертикально и перпендикулярна направлению потока. Установление зоны повышенного тепла и текучести среды между нагнетательной и эксплуатационной сква1082332 жинами, когда пар нагнетают с достаточной скоростью, при достаточном давлении и в течение достаточного ,времени, приводит к установлению термического КПД (ТЕ ) для нагрева пласта выше 407 и, предпочтительно, 70-90Х и выше. Для оьеспечения этого термического КПД согласно изобретению скорость нагнетания пара g не менее 10 0,02174 А/h ехр (0,02739 х ТЕщ ), где Qz м Н,О/день; А, м ; h, Предлагаемый способ может быть использован для добычи тяжелой нефти из любых типов известных подземных 15 месторождений тяжелой нефти, кроме того, имеет практическое использование в двух классах нефтеносных пород, которые в настоящее время экономически невыгодно разрабатывать известными 20 способами. К первому классу нефтеносных пород относятся породы, залегающие на относительно небольшой глубине так, что при обычном эаводнении паром25 окружающих пород теряется слишком много тепла при любом практическом расстоянии между скважинами, особенно в породах с тяжелой нефтью с плотностью в градусах Американского неф- 30 тяного института порядка 10-20. Нефтеносные породы первого типа имеют обычно глубину 20-600 м и содержат тяжелую нефть с плотностью в градусах Американского нефтяного института 20-2 и, обычно, 20 — 10. Такие нефтеносные пласты как правило имеют толщину 3-10 м. К второму классу нефтеносных пород относятся пласты с тяжелой нефтью 40 или смолой, залегающие на небольших глубинах. Особенно эффективное использование предлагаемый способ находит тогда, когда пласт имеет глубину менее 1500 м и когда плотность тяжелой нефти составляет 10 и менее градусов. Предлагаемый способ используется даже с большей эффективностью, когда нефтеносный пласт имеет глубину менее50 чем 600 м, когда содержит тяжелую нефть и породу, неуплотненную при температурах, при которых тяжелая нефть течет, и который непроницаем для движения сред при естественных температурах пласта. При практической реализации пред.— лагаемого способа предпочтительным является бурение скважин через залежь тяжелой нефти до подстилающей породы и закрепление обсадной колонны на месте в предварительно напряженном состоянии с использованием цементов при высокой температуре и обсадных колонн высокой прочности. Проделывание бреши в пласте предпочтительно осуществляется использованием развертывающего инструмента и водо- и пескоструйного инструмента. Инструментом проделывается достаточное количество переходов для вскрытия в пласте окна или бреши с обеспечением хорошей начальной горизонтальной ориентации разрыва и его достаточной ширины так, чтобы расширение обсадной колонны при нагреве скважины нагнетанием пара и образованием горячих сред существенно не ограничивало поток сред в скважину и из скважины, Хотя и не имеется ограничений в, 1 отношении размеров разрывов, которые проделываются из эксплуатационных скважин или из нагнетательных скважин при использовании замкнутой сис" темы из пяти, семи, девяти и т.д. скважин, обычно чаще производят сначала разрыв эксплуатационных скважин и дозируют количество среды, нагнетаемой дчя обеспечения разрыва от 1/4 до 1/3 расстояния от эксплуатационной скважины до нагнетательиой. Согласно предлагаемому способу экI сплуатационные скважины также можно подвергнуть взрывному разрыву, а .можно вообще не подвергать. Так, для нефтеносных пород, залеганнцих на не- большой глубине, может оказаться более эффективным с экономической точки зрения разрыв только из нагнетательных скважин. В других случаях, например в уплотненных нефтеносных пластах особенно с низкой проницаемостью, может оказаться более эффективным проведение сначала гидравлического разрыва из эксплуатационных скважин, введение суспензий в систему разрыва и последующий разрыв детонированием взрывчатых суспензий. Разрыв должен проходить горизонтально по середине пласта. Однако существуют особые обстоятельства, при которых разрыв лучше провести около прожилка сланца, у почвы пласта смолы и в других местах. 1082332 Фазу нагнетания процесса, в которой воду и/или пар нагнетают в нагнетательную скважину, а среды получают иэ эксплуатационной скважины, проводят предлагаемым способом, от- 5 личающимся от известных весьма высокими скоростями нагнетания, давлением и временем, достаточными для обеспечения следующих эффектов. Достаточно высокое давление используют для того, чтобы значительная часть системы разрыва по длине между нагнетательной и эксплуатационной скважинами поддерживалась в разделенном положении. Этим достигается поток сред по каналу через значительную часть системы разрыва, а также такой нагрев проводимостью значительной части объема нефтеносного пласта, что ТЕяг, превышает 40%, а тепловые потери у смежных непродуктивных слоев сводятся к минимуму. Пар нагнетается в этой фазе со скоростью ge, выраженной в баррелях воды в день, что составляет, по 25 крайней мере, 1812 А/ггexp (0,02739 х х ТЕгг j где А — горизонтальный участок, подвергаемый значительному нагреву между скважинами, акр, h — толщина пласта, подвергаемого нагреву, 30 фут ТЕ гг более 40% и, предпочтительно, равно или более 70%. В метрических единицах измерения Qg, м воды/день, составляет по крайней мере 0,02174 А/b ехр 0, 02739 х ТЕ g J, где А — горизонтальный участок, подвергаемый значительному нагреву между скважинами, м1; h — - толщина пласта, подвергаемого нагреву, м, ТЕ > более 40% и, предпочтительно, равна или превышает 70%. Скорости нагнетания пара, выражающиеся в ТЕ Н, приближающимся к 100%., являются показа,тельными, хотя целевая скорость обычно такая, при которой ТЕг р 80-90%. Описайные скорости нагнетания приемлемы только в процессе фазы нагнетания с высокой скоростью. Эта фаза продолжается, пока через направленный поток в разрыве имеет место преобла50 дающее нагнетание среды и явления переноса. В момент, ксгда нагнетание пара в материнскую породу и вытеснение нефти становятся значительными либо по естественным причинам, либо 55 вследствие уменьшения скорости нагнетания и давления, оптимальную скорость нагнетания пара определяют эмпирически для каждого проекта. В некоторых нефтеносных пластах такие характеристики как величина и расположение прожилков сланца и распределение вертикальной и горизонтальной проницаемости требуют снижения скорости нагнетания пара и давления для обеспечения переходов от преобладающего направленного потока в разрыве к потоку в материнской породе. В других случаях между нагнетательными и эксплуатационными скважинами образуются каналы для прорыва пара. Это приводит к неэффективному вытеснению нефти, что выражается в высоких соотношениях воды к нефти и плохом термическом КПД, как это видно по высоким соотношениям пара к нефти. В некоторых нефтеносных пластах, в частности отличающихся значительной вертикальной проницаемостью и характеристиками целостности и вязкости, при которых нефть становится текучей только при средней температуре нагрева, конвекционный механизм становится значительным. По мере того, как все более и более текучая нефть выывается, конвектируется или вытесняется из материнской породы у канала разрыва, все большее количество пара и/или горячей воды выходит из канала. разрыва, обеспечивая дальнейшее вытеснение. В таких нефтеносных пластах происходит постепенный переход от потока в канале разрыва, где передача тепла осуществляется в основном проводимостью, в комбинации гготока в разрыве и материнской породе, которая начинается от нагнетательной скважины и распространяется к эксплуатационной скважине. В такой комбинации потока в разрыве и материнской породе как проводящей, так и конвекционный механизмы передачи тепла становятся значительными. В такглх ситуациях процесс циркуляции потока по каналу с нагревом проводимостью постепенно и естественно переходит в процесс циркуляции в материнской породе, поскольку среды продолжают проходить от нагнетательной к эксплуатационным скважинам. В других залежах, например в типичных залежах смолы или битума, переход от преобладающей циркуляции в канале разрыва к комбинации циркуляции в канале разрыва и в материнской породе происходит не всегда легко. В таких нефтеносных пластах вовремя 1082332 12 достаточного нагрева пласта в зоне, проходящей радиально каналу разрыва в результате нагрева проводимостью от потока сред в канале разрыва, становится необходимым откачка или отсос эксплуатационных скважин для создания эффективных сбросов давления и для снижения скорости нагнетания пара и/или горячей воды с тем, чтобы раскрытая система разрыва закрылась и установилась циркуляция в материнской породе с вытеснением тяжелой нефти. По окончании фазы предварительного нагрева в разрыве эффе.<тивным является проведение повторного разрыва из нагнетательной скважины, например, паром. Можно также образовывать и поддерживать небольшие разрывы из эксплуатационных скважин. Такой вари-20 ант обеспечивает повышенную продуктивность в фазе вытеснения паром и предотвращение закупорки скважины в результате отверждения вязкой тяжелой нефти или смолы, особенно если разры->> вы образуются паром. Для поддержания достаточного количества сред в процессе заводнения паром с прокачкой через материнскую породу эффективно использовать циклы "хаф энд паф" на 30 эксплуатационных скважинах. Перфорирование эксплуатационных скважин обычно является эффективным. В уплотненных нефтеносных пластах можно использовать открытые .отверстия. Для работы в промьппленном масштабе экономически выгодно использование нескольких нагнетательных и эксплуатационных скважин. Предпочти- 4р тельным является использование двух эксплуатационных скважин на каждую нагнетательную скважину, хотя можно использовать одну или несколько эксплуатационных скважин на каждую 4g нагнетательную. При использовании развернутой системы, например обращенной пятискважинной и т.д., лучше> чтобы расстояние между ними составляло не более 607 х 10 м . В предпоч- gp тительном варианте это расстояние составляет 5,06 х 10 — 4,5х10 м . Системы могут обрабатываться по одиночке или группами, а операции можно проводить в соответствии с различными фазами процесса. Для возможности реализации предлагаемого способа в определенном нефтеносном пласте у тяжелой нефти или смолы необходимо уменьшить вязкость путем нагрева до степени, достаточной для обеспечения ее подвижности при приложении гидравлического давления. Месторождения тяжелой нефти и смолы обычно относятся к э-.ому типу, а текучесть обычно устанавливается при температурах 66, i?1 С. Примером относительно мелкого залегания тяжелой нефти является место" рождение, которое содержит нефтеносные отложения на глубине 61 и 152 м. Зоны имеют толщину 5,5 и 3,7 м соответственно. Каждый нефтеносный пласт насыщен нефтью íà 74Х и имеет пренебрежимо небольшое насьпцение газом. В пластовых условиях вязкость нефти превьппает 700 сП на глубине 61 м и 200 сП на глубине 152 м. Тяжелая нефть имеет плотность 20 в градусах Американского нефтяного института и очень низкую текучесть в естественных пластовых условиях. Предпринимаемые ранее попытки использования стимулированных процессов добычи, включая сюда заводнение водой, горячей водой, стимулирование паром типа "хаф энд паф" и вытеснение. прокачкой, усиленное водой, при добыче нефти того же типа не оказались . ус. ешными. Обращенные пятискважинные системы пробуривают и подвергают каротажу. Каждая схема охватывает пр--:мерно 10, 1 х 10 м . Проводят индукционные и гамма-каротажи, из двух скважин отбирают керн для определения толщины формации, качества нефтеносного пласта, пористости и насыще-, ния. На всю длину скважины устанавливают обсадную колонну класса J --55 диаметром 14,0 см и весом 23,1 кг/м, скрепляют с поверхностью цементом класса Н, -одержащим 40Х двуокиси кремния в порошке и 2 хлорида кальция. ! В подготовке для стимуляции в об садной колонне гидравлическими средствами проделывают брешь в центральной части с использованием соленой воды месторождения, содержащей 120 кг/м песка крупностью 20-40 меш. Смесь прокачивают по колонне труб диаметром 6,4 см и через сопло со скоростью 0,59 мз /мин. Трубы вращаются, образуя брешь. В нагнетательных скважинах проделывают бреши 1082332 }4 вторично на высоте 1,27 см от первой бреши, чем обеспечивается очень высокие скорости нагнетания пара и предотвращается расширение обсадной колонны при нагнетании пара в результате прерывания или блокирования потока пара в породу. Образование брешей способствует также образованию горизонтального разрыва при проведении. этой операции. Каждую скважину обращенной пяти- скважинной системы, в свою очередь, подвергают разрыву соленой водой месторождения, не содержащей добавок или песка, со скоростью 6,36 м /мин. Из-за относительно мягкого и неуплотненного нефтеносного пласта расклини, вающий агент не используют. Никаких загустителей не используют, поскольку затормаживание прохода пара и утечка горячей воды из разрыва нежелательны. Горизонтальные разрывы из эксплуатационных скважин рассчитываются так, чтобы радиус горизонтально-25 го гидравлического разрыва равнялся половине расстояния до нагнетательной скважины, т.е. около 35 м, Из-за относительного небольшого расстояния между скважинами и при вязкости нефти в пласте от средней до высокой стимуляции эксплуатационных скважин не представляется необходимой. По завершении гидравлического разрыва из каждой наружной скважины в пятискважинной системе эксплуатаци35 онные скважинЫ перфорируют по всей толщине породы с интервалом 6,6 отверстий на 1 м. После этого в центральной нагнета40 тельной скважине пятискважинной системы аналогичным образом проделывают брешь. Из этой бреши проводят относительно массивный горизонтальный гидравлический разрыв в направ45 .ленин наружу на расстояние около 70 м до достижения каждой эксплуатационной скважины. Каждая скважина контролируется манометром и эхолотом, фиксирующим уровень сред, для регистрации реакции на нагнетателе. Нагне50 тательную скважину не перфорируют. Эксплуатационные скважины снабжены колонной труб диаметром 7,3 см, вставными штанговыми насосами диаметром 5,4 см и насосными установками мощностью в 922 кг м. Нагнетательные скважины снабжены колонной труб диаметром 6 см с компенсатором теплового расширения и пакером. Пакер устанавливают в обсадной колонне на 6 м выше бреши. Соединения на устье скважины включают в себя термопару, манометр и пробоотборник с охлаждающим змеевиком для измерений качества. Кольцевое пространство между обсадной колонной и колонной труб снабжено отводным каналом для предотвращения создания избыточного давления и перегрева в обсадной колонне. Пар обеспечивается обычным генератором мощностью 6,3 мин ккал/ч. Эта установка способна нагревать 238 м воды в день до образования пара 80%-ного качества и имеет выходное манометрическое давление порядка 176 кг/см . Для обработки и подачи воды в парогенератор предусматривают два антрацитовых фильтра, одну установку для умягчения воды, содержащую четыре очистителя с натриевым цеолитом,резервуар для профильтрованной воды и резервуар для рассола. В одном примере реализации предо лагаемого способа пятискважинную систему реализуют проходкой пласта— коллектора на глубину около 61 м. Эксплуатационные скважины обрабатывают составом для обеспечения разрыва в количестве 13,2 м, а нагнетательные скважины — в количестве 681 м . 0 сообщении с эксплуатационными скважинами при разрыве нагнетательной скважины свидетельствует заполнение скважин средой и манометрическое давление на поверхности, превышающее 2,5 кг/см к концу гйдравлического разрыва центральной нагнетательной скважины пятискважинной системы. Непосредственно после проведения разрыва центральной нагнетательной скважины начинают нагнетать пар со скоростью g подачей около 143 м воды в день в виде пара 707.-ного качества с обеспечением 85 млн ккал/день. Манометрическое давление на устье скважины около 25 кг/см, а температура — около 190 С. А составляет 1 га, $ — 5,5 м. Таким образом, ТЕ н рассчитывается из уравнения ТЕ q,ь — 36,5 Ь вЂ” — —, что составляет при1812А мерно 507. В метрических единицах при данных величинах Я,4 и А,ТЕ „, Gqh 36,51 п 46 ---. 0 том, что пар 1082332 16 нагнетается с достаточно высокой скоростью при достаточном давлении и/или в течение достаточного времени для поддержания разъединения пласта в системе разрыва между скважинами и обеспечением направленного потока сред через систему разрыва для нагрева Ф проводимостью значительного объема пласта перпендикулярно потоку, свидетельствует производительность на 1О следующий день одной из эксплуатацио- . нных скважин и добыча 32 м нефти в день из системы в течение не менее 7 дней. В эксплуатационных скважинах после 15 1дву недель работы с производительностью 32 м нефти в день отмечается скорость повышения температуры на устье скважины от 27 до 43 С. Такое повышение температуры наблюдается 20 после нагнетания в нагнетательную скважину около 1907 м воды (в виде пара), что эквивалентно 1,18 млрд ккал. После 39 дней в эксплуатационных скважинах отмечается повышение температуры до 107 С. Ежедневная проо изводительность пятискважинной системы составляет в среднем более 32 м в течение нескольких месяцев. После этого нагнетание пара пре- 30 кращают и в нагнетательную скважину нагнетают воду для устранения.нагрева и обеспечения вытеснительного заводняющего потока горячей воды с прокачкой материнской породы пласта. При этом получают значительные дополнительные количества нефти.Этим примером иллюстрируется использование изобретения для экономичности эффективной добычи тяжелой неф-4О ти из нефтеносных пород, .залегающих на относительно небольшой глубине, из которых добыча нефти по известным способам была экономически непродуктивна. 45 Реализация предлагаемого способа на примере месторождения- очень тяжелой нефти. Месторождение содержит 1,6 х х 10 1 м очень тяжелой нефти или < О смолы, имеющей плотность в градусах Американского нефтяного института (-2) — (+2). Толщина пласта около 15 м, проницаемость 0,5 — 1 м и пористость около 30Х. Начальное насыще- ние нефтью составляет около 55 об,, а глубина залегания — около 457 и. Предпринимались попытки разрабатывать эти месторождения в течение нескольких лет и, хотя по некоторым проектам было добыто некоторое количество тяжелой нефти, ни один иэ них не оказался экономически успешным. Более того, ни один иэ добытых продуктов не был даже продан вследствие трудностей, связанных с дегидратацией. Тяжелая нефть из этой залежи имеет температуру текучести о, 82 С, а пласт — твердый и непроницаемый для прохода сред при естественной его температуре. При нагревании смола становится текучей и, поскольку частицы песка в пласте находятся в контакте друг с другом, они не связаны друг с другом, т.е. является неустойчивой при температурах, при которых смола текуча. Нефтеносный пласт вертикально пробуривают пятискважинной системой, содержащей четыре эксплуатационные скважины и одну нагнетательную скважину в центре. Сетка расстановки скважин площадью 20234 м занимает на поверхности месторождения квадрат, в котором нагнетательные скважины находятся друг от друга на расстоянии 142 м, а расстояние между нагнетательной и эксплуатационными скважинами составляет !00 м. В такой пятискважинной системе толщина пласта 13,7 м при глубине 457 м. Температура пласта 37,8 С, давление 47,4 кг/см, насыщенность нефтью О, 181 м Температура текучести смолы 82 С. Все скважины имеют обо садные трубы диаметром 17,8 см и ве сом 34,3 кг/м, которые проходят на . глубину 533 м и закрепляются на месте вь:— сокотемпературными материалами пригодными для использования в термических способах добычи. Все скважины снабжены предварительно напряженными обсадными колоннами для предотвращения аварий в результате термического расширения при нагреве паром до 315,5 С. Скважины обычно располагают но системе, изображенной на фиг. 1 и 2. На месте устанавливают два спаренных парогенератора, работающих на масле, производительностью 6,3 млн ккал/ч. Их возможная стабильная производительность 508 м водяного пара в день прн 324оС, давлении 120 кг/см и 757-ного качества. 1082332 Это стимулирование паром осуществляется использованием одного генератора на скважину. По окончании нагнетания пара в четыре скважины их подвергают перфорированию в количестве 13 отверстий на 1 м. Затем все четыре скважины прокачивают нагнетанием пара ггцнавременно во все четыре скважины в течение непродолкительного времгнн и после этого пе50 В эксплуатационных скважинах пятискважиннай системы проделывают бреши вблизи вертикального центра залежи посредством вращающегося инструмента, выбрасывающего с высокой скоростью струю воды с песком, которая прорывает обсадную колонну и цемент и проделывает бреши в породе. Повторными проходами брешь расширяют до достаточной ширины с тем, чтобы 10 при нагреве скважин .окно в породе % не сузилось или не закрылось. Инструмент имеет смещенные па фазе на 1200С сопла диаметром 0,95 см. Он работает под давлением 210 кг/см lS со скоростью 0,56 м /мин при 120 кг/см песка с крупностью частиц 20-40 меш. На один разрыв требуется 30 мин при скорости вращения 610 об./мин. 20 После этого каждую из эксплуатационных скважин подвергают гидравлическому горизонтальному разрыву водой в количестве, достаточном для раскрыва гидравлического разрыва пример-25 но на одну треть расстояния между эксплуатационными скважинами и центральной нагнетательной скважиной. Свежую воду в количестве 208 м нагнетают са скоростью 4,8-6,4 м /мин 0 ,Поскольку среду нагнетают по..трубам диаметром 8,9 см, добавляют редуктор давления. Непосредственно после разрыва каждой скважины в каждую из эксплуатационных скважин по ачере35 ди нагнетают пар пад высоким давлением со скоростью 254 м воды в день при 316 С и давлении 120 кг/см 0 для отдачи 3,7 млрд ккал энергии в каждую эксплуатационную скважину. Это выражается в поддержании гидравлического разрыва в открытом состоянии и образовании радиусов нагрева около 44 м вокруг каждой эксплуатационной скважины и нагреве породы до температуры выше 93 С на рас0 стоянии около 3 м сверху и снизу гариэонтальнога разрыва. рекачивают скважины для рассасывания пара и обеспечения нагрева пласта. После пропитки паром эксплуатационных скважин и последующего снятия давления с них подвергают горизонтальному гидравлическому разрыву центральную нагнетательную скважину через брешь, проходящую вблизи вертикального центра нефтеносного пласта для обеспечения сообщения с зоной разрыва и стимулирования паром, окружаюшую каждую эксплуатацианнук1 скважину. На эксплуатационных скважинах используют обратное давление для распределения разрыва па системе. Сохраняя обратное давление на пласт через все скважины, требуемое для поддержания разрыва в раскрытом состоянии, сразу же нагнетают пар в эксплуатационную скважину со скоростью около 509 м воды в день пад давлением 120 кг/см и при 324 С, чем обеспечивается раскрыв . 0 разрыва пласта между скважинами вдоль системы разрыва и проход чеФ рез нее по каналу потока жидкостей, а также обеспечение нагрева проводимостью значительного объема пласта перпендикулярно потоку в канале. Обратное давление на эксплуатационных скважинах по необходимости регу- лируют для распределения в радиальном направлении тепла па пласту. Для прорыва тепла к угловым скважинам требуется около 102 цней. График распредсления тепла во времени приведен на фиг. 3. На оси Х или горизонтальной аси представлена система горизонтального разр taa. Тепловое распределение внутри системы разрыва в момент, показанный на графике, составляет около 324 С, чта примерна 0 равно температуре почвы пласта у нагнетательной скважины. Температурное распределение над и лад системой разрыва примерно одинаково, поэтому показаны только контуры над системой разрыва. На графике показаны изотермы 93, !49, 204 и 260 С. Ва время прорыва около 157 объема системы была нагрета до температур, превышающих о, 0 260 С, ЗОБ — выше 205 С и 477 — вы а ше 149 С. Вблизи нагнетательнай скважины изатерма 93 С проходит вертикально на 5,64 м над и пад разрывом 1 а в 707 системы эта температура превьппается в результатс нагнетания пара из нагнетательнгй скважины. 19 1082 g составляет 509 м воды в день, 11 равно 13,7 м, А — 2025 м . ТЕ, рассчитывают так, чтобы он превышал 90% при относительно небольшой потере тепла снаружи пласта. Пар, закачанный в эксплуатационные скважины, несколько изменяет названные контуры около эксплуатационных скважин, как это показано .на фиг. 1 и 2. П ар продолжают нагнетать при указанных скорости и давлении для поддержания разделения пласта вдоль системы разрыва и для образования канала для расплавленной текучей смолы в пласте вблизи системы разры15 ва между скважинами в течение определенного времени для обеспечения оптимального нагрева пласта в системе.Среды, включающие в себя очень значительное количество тяжелой нефти 20 получают из эксплуатационных скважин. Горячие среды, получаемые из эксплуатационных скважин, направляют через теплообменник для нагрева во-. ды,используемой для образования пара 25 что создает значительную экономию. Охлаждение получаемых сред теплообменом способствует также эффективной работе оборудования на поверх-! 332 20 ности, используемого рВН выделения нефти из пара и горячей воды. По истечении значительного промежутка времени и добычи нефти, осуществляемой нагнетанием пара с высокими скоростями, достигается опт;пчальный нагрев пласта. После этого скорость нагнетания пара в нагнетательной скважине снижают, эксплуатацион-. ные скважины заставляют работать с максимальной производительностью до ее снижения, в результате чего система разрыва около эксплуатационных скважин закрывается. После этого нагнетательную скважину перфорируют и пар нагнетают при максимальных скоростях вытеснения материнской породы из центральной нагнетательной скважины для обеспечения быстрого потока пара с прокачкой материнской породы в системе, нагретой до описанной технологии.. Также процесс осуществляют с использованием воды, нагретой полученными средами и содержащей каустик, которую нагнетают в нагнетательную скважину, или используют холодную воду, воздух, воздух с холодной водой и/или другие газы. ! 1082332 ФФ 1J 17 14 1517 г. Ужгород,ул.Проектная, ц
