Способ добычи высоковязкой нефти

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для добычи тяжелой вязкой нефти. Обеспечивает повышение эффективности добычи высоковязкой нефти путем снижения себестоимости, повышения дебита и нефтеотдачи. Сущность изобретения: способ включает бурение системы добывающих и нагнетательных скважин, вскрытие добывающих скважин перфорацией, воздействие на пласт акустическими колебаниями давления, возбуждаемыми акустическими скважинными устройствами, погруженными в нагнетательные скважины и непрерывный подъем нефти из добывающих скважин. Трубы нагнетательных скважин не вскрывают перфорацией и заполняют их рабочей жидкостью. Воздействие акустическими колебаниями давления осуществляют на двух частотах основной f₁ и дополнительной f₂. Начинают воздействие на частоте f₁, которую выбирают из условия создания амплитуды давления, обеспечивающей градиент давления для притока нефти к добывающей скважине и подъем нефти. Измеряют при этом значения температуры Т₀ и вязкость μ₀, а частоту f₂ выбирают в 2-8 раз выше частоты f₁. При этом фиксируют максимальное увеличение температуры нефти и минимальное значение ее вязкости относительно измеренных значений Т₀ и μ₀ соответственно. По мере выработки пласта перемещают скважинное устройство сверху вниз. 5 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для добычи тяжелой вязкой нефти.

Известен способ добычи высоковязкой нефти (патент РФ №2098613, Е 21 В 43/24, опубл. 10.12.97 г.) путем нагнетания водяного пара в нагнетательную скважину, создание проницаемой зоны между нагнетательной и добывающей скважинами и одновременное извлечение нефти из добывающей скважины. Данный способ трудоемок и энергоемок.

Известен способ добычи вязкой нефти (патент РФ №2088749, Е 21 В 43/00, опубл. 27.08.97 г.), включающий подъем нефти штанговым насосом по затрубному пространству насосно-компрессорных труб (НКТ) над установленным на них пакером и подачу по НКТ маловязкой жидкости с дозированием ее в затрубное пространство, с образованием пристеночных слоев на наружной поверхности НКТ и внутренней поверхности эксплуатационной колонны, тем самым, снижая гидродинамическое сопротивление при подъеме вязкой нефти по затрубному пространству.

Этот способ более экономичен, однако происходит дополнительное обводнение нефти при использовании воды в качестве маловязкой жидкости, а при использовании специальной эмульсии возможно ее расслоение и даже увеличение вязкости добываемой нефти.

Наиболее близким, взятым за прототип, является способ добычи нефти (патент РФ №2162516, Е 21 В 43/16, опубл. 21.01.2001 г.), включающий вскрытие нефтяного пласта системой добывающих и нагнетательных скважин, воздействие на продуктивный пласт акустическими погружными устройствами через нагнетательные скважины и извлечение нефти из добывающих скважин.

Данный способ экономичен, дает возможность регулировать дебит, однако не достаточно эффективен для добычи высоковязкой нефти.

Задачей предлагаемого способа является устранение обводненности добываемой нефти, а техническим результатом - повышение эффективности добычи высоковязкой нефти путем снижения себестоимости, повышения дебита и нефтеотдачи.

Указанный технический результат достигается за счет того, что в способе добычи нефти, включающем бурение системы добывающих и нагнетательных скважин, вскрытие добывающих скважин перфорацией, воздействие на пласт акустическими колебаниями давления, возбуждаемыми акустическими скважинными устройствами, погруженными в нагнетательные скважины и непрерывный подъем нефти из добывающих скважин, трубы нагнетательных скважин не вскрывают перфорацией и заполняют их рабочей жидкостью, а воздействие акустическими колебаниями давления осуществляют на двух частотах основной ₁ и дополнительной f₂, начинают воздействие на частоте f₁, которую выбирают из условия создания амплитуды давления, обеспечивающей градиент давления для притока нефти к добывающей скважине и подъем нефти, и измеряют при этом значения температуры Т_o и вязкости μ_o, а частоту f₂ выбирают в 2-8 раз выше частоты f₁, фиксируя при этом максимальное увеличение температуры нефти и минимальное значение ее вязкости относительно измеренных значений Т_o и μ_o, соответственно, а по мере выработки пласта перемещают скважинное устройство сверху вниз.

В качестве рабочей жидкости используют воду, глицерин и пр., а акустические скважинные устройства погружают в нагнетательные скважины на 70-80% уровня мощности пласта, при этом добывающие скважины вскрывают перфорацией также на величину 70-80% уровня мощности продуктивного пласта.

Воздействуя на нефтяной пласт месторождения с высоковязкой нефтью акустическими колебаниями давления, согласно предлагаемому способу, возникают два явления: первое - это передача упругой энергии или переход возмущенного состояния среды от одних частиц на другие за счет акустического воздействия на основной частоте и второе - движение частиц как материальных точек на дополнительной частоте. В результате первого образуется градиент давления, являющийся основой протекания процесса добычи, в результате второго - уменьшается показатель вязкости нефти за счет высоких значений ускорений частиц в волне. Возникающая при этом деформация пор матрицы породы создает условие увеличения проницаемости пласта, которая увеличивает скорость фильтрации, тем самым повышая дебит нефти.

Отсутствие вскрытия нагнетательной скважины перфорацией не дает возможности рабочей жидкости уйти в пласт, рабочая жидкость передает всем своим объемом акустическое давление от акустических излучателей акустического скважинного устройства через стенку колонны и цементный камень в пласт, флюиду и жидкости его заполняющему. Это давление является избыточным по отношению к пластовому давлению, и поэтому создаются условия для течения нефти, при этом резко сокращается объем рабочей жидкости по сравнению с традиционными способами добычи нефти, использующими большие объемы воды для выдавливания нефти. Способ эффективен и в тех случаях, когда нет возможности прямого воздействия на остаточные запасы нефти, удаленные от скважин более чем на 100 м или расположенные в виде отдельных скоплений "целиков", т.о. повышается нефтеотдача пласта.

В отличие от аналога, в котором добычу вязкой нефти ведут на основе приема уменьшения гидросопротивления при ее подъеме по НКТ за счет закачки в скважину менее вязкой жидкости, предлагаемый способ изменяет состояние нефти: уменьшает ее вязкость. Это достигается воздействием на пласт акустическими колебаниями давления одновременно на двух разных частотах, в том числе на второй более высокой частоте. Диапазон значений частоты f₂ подобран из условия создания при работе акустического излучателя режима кавитации в пласте, приводящего к изменению физического состояния нефти: повышение температуры и уменьшение вязкости.

Способ осуществляют следующим образом.

В залежи устраивают систему добывающих и нагнетательных скважин в виде равностороннего треугольника, в вершинах которого располагают нагнетательные скважины (НС), а в центре добывающую скважину (ДС). ДС вскрывают перфорацией на величину 70-80% мощности продуктивного пласта. После того, как в скважинах установится естественное пластовое давление, НС заполняют водой и опускают в них акустические скважинные устройства на уровень 70-80% мощности пласта и производят акустическое воздействие на пласт мощностью 12 кВт на основной рабочей частоте f₁=2-4 кГц и фиксируют отклик в ДС. После 3-4 часов работы измеряют значение вязкости μ_o и температуры нефти Т_o, после чего добавляют акустическое воздействие на более высокой частоте f₂=10-30 кГц, выбирая частоту из этого интервала, на которой зафиксировано максимальное повышение температуры на 10-15°С от значения Т_o и уменьшение вязкости нефти до значения μ=(10-40)% μ_o. Процесс добычи ведут при непрерывном отборе нефти из ДС и по мере выработки пласта перемещают скважинное устройство сверху вниз.

При прохождении акустической волны из одной среды в другую, а именно из рабочей жидкости через колонну НС, цементный камень в пласт изменяется длина волны, расчетное значения которой в пласте при частоте акустического воздействия, равной f₁=3 кГц, составит λ=(1.35-1.50) м.

Колонна НС, заполненная водой, представляет собой "линейный волновой источник" и создает в пласте цилиндрическую механическую волну. Значение максимальной амплитуды акустического давления, передаваемого цилиндрической волной уменьшается асимптотически по мере распространения в раз, где R - расстояние от акустической нагнетательной скважины НС до эксплуатационной добывающей скважины ДС. Избыточный по отношению к пластовому градиент давления - создаваемый воздействием на пласт акустическими колебаниями давления на частоте f₁=3 кГц определяется по формуле

где Р_пл=2,256 атм - амплитуда акустического давления в пласте;

R=500 м - расстояние от акустической нагнетательной скважины НС до эксплуатационной добывающей скважины ДС;

λ/2=1,35/2=0,675 м - часть длины волны в пласте, на которой происходит максимальное изменение давления в среде.

При традиционном способе добычи нефти нагнетанием воды градиент давления составит

где Р_нагнет=250 атм - давление нагнетания в НС;

Р_заб=190 атм - давление в забое ДС;

L=500 м - расстояние между НС и ДС.

Сравнение градиентов давления при акустическом воздействии и при заводнении показывает, что при акустическом воздействии на пласт на выбранной частоте f₁=3 кГц обеспечивается градиент давления, достаточный для подъема нефти, т.к. он выше в 1.24 раза градиента давления при традиционном способе добычи нефти нагнетанием воды.

Воздействие на более высокой частоте уменьшает показатель вязкости μ, и главным образом повышается показатель проницаемости k, который является степенной функцией пористости, как части объемной деформации, т.к. в звуковой волне при увеличении частоты силы упругости доминируют над силами вязкости. Основным действующим фактором при повышении частоты воздействия становится ускорение частиц в волне и, возникающая при этом деформация пор матрицы породы. Напряжения и деформации, возникающие в матрице породы, а также скорости и ускорения частиц матрицы и флюида создают условия увеличения проницаемости пласта за счет приращений деформации сдвига, приводя к изменению конфигурации, размеров, увеличению объема и просвета пор. Скорости и объемы течения флюида к стоку значительно увеличиваются, что позволяет значительно повысить дебит и нефтеотдачу.

Освобождение пор породы от флюида в процессе нефтедобычи приводит к образованию свободного объема пор, не заполненных водой, в котором повышается хаотичное движение остатков флюида как под действием акустических колебаний давления на основной частоте, так и в основном под действием колебаний на второй повышенной частоте, за счет высоких ускорений частиц и возникающего явления кавитации. Многократное отражение микрочастиц флюида от внутренних стенок пор породы приводит к разогреву породы и флюида и к снижению вязкой плотности нефти. Таким образом, и по характеристике вязкости - μ, которая может составить от 10 до 40% ее естественного значения, увеличивается скорость фильтрации флюида в процессе добычи.

Об эффективности предлагаемого способа можно судить по величине скорости фильтрационного потока W

где к_o(1.5) - увеличенная на 50% проницаемость;

μ_o(0,6) - уменьшенная на 40% вязкость;

h - мощность пласта;

- градиент давления.

Использование данного способа позволяет увеличить скорость фильтрационного потока в 2,5 раз и более, а значит, и продуктивность скважин.

Таким образом, предлагаемый способ добычи высоковязкой нефти с меньшими энергетическими затратами позволит увеличить дебит нефти, увеличить нефтеотдачу пласта и снизить обводнение продуктов извлечения. Уменьшение сетки скважин и выбор их оптимальной схемы размещения даст возможность дополнительного увеличения фильтрационного потока в 2-3 раза.

Кроме того, этот способ может быть использован для добычи воды в засушливых районах, не имеющих крупных наземных и подземных источников воды, учитывая, что в виде отдельных скоплений "целиков" вода присутствует повсеместно в недрах земного шара.

Формула изобретения

1. Способ добычи высоковязкой нефти, включающий бурение системы добывающих и нагнетательных скважин, вскрытие добывающих скважин перфорацией, воздействие на пласт акустическими колебаниями давления, возбуждаемыми акустическими скважинными устройствами, погруженными в нагнетательные скважины, и непрерывный подъем нефти из добывающих скважин, отличающийся тем, что трубы нагнетательных скважин не вскрывают перфорацией и заполняют их рабочей жидкостью, а воздействие акустическими колебаниями давления осуществляют на двух частотах, основной f₁ и дополнительной f₂, причем начинают воздействие на частоте f₁, которую выбирают из условия создания амплитуды давления, обеспечивающей градиент давления для притока нефти к добывающей скважине и подъем нефти, и измеряют при этом значения температуры Т₀ и вязкости μ₀ нефти, а затем начинают воздействие на частоте f₂, которую выбирают из интервала в 2-8 раз выше частоты f₁, фиксируя при этом максимальное увеличение температуры нефти и минимальное значение ее вязкости относительно измеренных значений Т₀ и μ₀ соответственно, а по мере выработки пласта перемещают скважинное устройство сверху вниз.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве рабочей жидкости используют воду.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве рабочей жидкости используют глицерин.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что акустическое скважинное устройство погружают в нагнетательную скважину на 70-80% от уровня мощности пласта.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что добывающие скважины вскрывают перфорацией на величину 70-80% от уровня мощности продуктивного пласта.

6. Способ по п.1, отличающийся тем, что элементом системы размещения скважин является равносторонний треугольник, в центре которого размещают добывающую, а по вершинам нагнетательные скважины.