Способ разработки месторождений высоковязких нефтей или битума
Владельцы патента RU 2289685:
Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. А.П. Крылова" (ОАО ВНИИнефть) (RU)
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяных месторождений, и может быть использовано при добыче высоковязких нефтей битума путем теплового воздействия на пласт. Обеспечивает повышение нефтеодачи продуктивного пласта за счет глубины прогрева и снижения тепловых потерь. Сущность изобретения: способ включает бурение вертикальной скважины, спуск и цементирование эксплуатационной колонны, ее перфорирование, спуск насосно-компрессорных труб, закачку теплоносителя и отбор высоковязкой нефти или битума. Согласно изобретению после бурения вертикальной скважины производят исследование коллекторских и тепловых свойств вскрытых бурением пластов. Выделяют битумонасыщенные и водонасыщенные пропластки. После этого из вертикальной скважины производят бурение бокового горизонтального ствола так, чтобы он вскрыл промежуточный водоносный пропласток в разрезе битумного пласта - наполовину распространения локального водоносного пропластка. Боковой ствол цементируют до верхнего битуминозного пропластка. Затем в боковой ствол спускают перфорированную обсадную колонну, причем перфорирование проводят так, что число перфорационных отверстий увеличивают по мере удаления от вертикального ствола скважины, а вертикальный ствол скважины перфорируют в зонах, вскрытых бурением битуминозных пропластков. Насосно-компрессорные трубы спускают в вертикальную скважину с пакером, который устанавливают ниже интервала зарезки бокового ствола. Закачку теплоносителя производят в боковой горизонтальный ствол, а отбор высоковязкой нефти или битума - по вертикальному стволу. При этом после выработки продуктивной зоны между вертикальным и боковым горизонтальным стволом в боковой горизонтальный ствол последовательно закачивают оторочку полиакриламида в объеме 0,1 от объема прогретой продуктивной зоны и воды. При этом воду закачивают до появления полиакриламида в вертикальном стволе скважины. После этого возобновляют закачку теплоносителя в боковой горизонтальный ствол. Производят добычу высоковязкой нефти или битума. Затем переходят к закачке теплоносителя через вертикальный ствол скважины и боковой горизонтальный ствол для обеспечения добычи высоковязкой нефти или битума в соседних добывающих скважинах. 2 ил.
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяных месторождений, и может быть использовано при добыче высоковязких нефтей(ВВН) и битума путем теплового воздействия на пласт.
Известен способ добычи ВВН и битума [см. пат. RU №2232263, кл. 7 Е 21 В 43/24 от 27.05.02, опубл. БИ 19 от 10.07.04], включающий бурение вертикальной скважины, спуск и цементирование эксплуатационной колонны с последующей перфорацией, спуск насосно-компрессорных труб и штангового насоса, герметизацию затрубного пространства, например пакером, закачку в скважину теплоносителя и отбор нефти, при этом забой вертикального ствола скважины располагают ниже подошвы нефтяного пласта, его забой - выше водонефтяного контакта, а боковой ствол обсаживают незацементированным щелевидным хвостовиком, при этом закачку теплоносителя ведут в боковой ствол, а отбор нефти из вертикального ствола скважины штанговым насосом, установленным на забое.
Закачку теплоносителя в боковой ствол осуществляют по насосно-компрессорным трубам и чередуют с отбором нефти из вертикального ствола, при этом пакер в затрубном пространстве устанавливают ниже устья бокового ствола.
Способ позволяет увеличить добычу ВВН и битума за счет увеличения темпа закачки теплоносителя.
Недостатком этого способа является то, что при низкой приемистости продуктивного пласта и высоком темпе закачки теплоносителя происходит прорыв его в водоносный пропласток, т.е. происходит потеря тепла, что снижает прогрев продуктивного пласта, следовательно, и добычу ВВН или битума. К тому же, учитывая, что битумо- и ВВН-насыщенные породы битумных месторождений представляют из себя слабосцементированную структуру, по мере нагрева будет происходить разрушение породы в горизонтальной части ствола скважины, т.к. цементирующим веществом в нем является битум, который в процессе теплового воздействия расплавляется. Из-за того, что боковой ствол не цементируется, возможен прорыв пара по затрубному пространству бокового ствола к вертикальному стволу обсадной колонны, что может привести к нежелательным последствиям, в частности к нарушению целостности цементного камня на участке зарезки бокового ствола и уходу пара за область воздействия.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому является способ теплового вытеснения нефти из горизонтальной скважины [см. пат. RU №2067168, кл. Е 21 В 43/24 от 05.01.94 г, опубл. БИ 27 от 27.09.96], заключающийся в том, что в пробуренную скважину спускают перфорированную обсадную колонну, цементируют затрубное пространство до горизонтального ствола, устанавливают в обсадную колонну насосно-компрессорные трубы, цементируют их в обсадной колонне с помощью пакера, по насосно-компрессорным трубам подают теплоноситель, а продукцию транспортируют по кольцевому межтрубному пространству, при этом перфорацию обсадной колонны осуществляют по кольцевым образующим в оконечной части за пакером и в начале горизонтального участка непосредственно зацементированным затрубным пространством, теплоноситель подают в оконечную часть обсадной колонны за пакер, а продукцию отбирают через перфорацию обсадной колонны в начале горизонтального участка.
Известный способ позволяет производить добычу высоковязкой нефти (ВВН) или битума тепловым воздействием на продуктивный пласт и вытеснение ее через горизонтальную скважину.
Недостатком способа является то, что не происходит глубокого прогрева продуктивного пласта, кроме того, тепло от подаваемого по насосно-компрессорным трубам (НКТ) теплоносителя через поднимаемую ВВН или битум передается на нагрев горных пород за обсадной колонной, происходит потеря тепла. К тому же приток добываемой жидкости может осуществляться только в режиме фонтанирования.
Решаемая техническая задача состоит в повышении нефтеодачи продуктивного пласта за счет увеличения глубины прогрева и снижения тепловых потерь.
Поставленная задача решается предлагаемым способом разработки месторождений высоковязких нефтей или битума, включающим бурение горизонтальной скважины, спуск обсадной перфорированной колонны, цементирование и перфорацию, спуск насосно-компрессорных труб, их центрирование с помощью пакера, закачку теплоносителя и отбор высоковязкой нефти или битума.
Новым является то, что сначала бурят вертикальную скважину, затем производят исследование коллекторских и тепловых свойств вскрытых бурением пластов, выделяют битумонасыщенные и водонасыщенные пропластки, после чего из вертикальной скважины производят бурение бокового горизонтального ствола так, чтобы он вскрыл промежуточный водоносный пропласток в разрезе битумного пласта - наполовину распространения локального водоносного пропластка, боковой ствол цементируют до верхнего битуминозного пропластка, затем в боковой ствол спускают перфорированную обсадную колонну, причем перфорацию проводят так, что число перфорационных отверстий увеличивают по мере удаления от вертикального ствола скважины, а вертикальный ствол скважины перфорируют в зонах вскрытых бурением битуминозных пропластков, насосно-компрессорные трубы спускают в вертикальную скважину, центрируют пакером, установленным ниже участка зарезки бокового ствола, закачку теплоносителя производят в горизонтальный ствол, а отбор высоковязкой нефти или битума по вертикальному стволу, при этом после выработки продуктивной зоны между вертикальным и боковым стволом, в боковой ствол последовательно закачивают оторочку полиакриламида в объеме 0,1 от объема прогретой продуктивной зоны и воды, причем воду закачивают до появления загустителя в вертикальном стволе скважины, после чего возобновляют закачку теплоносителя в боковой ствол, производят добычу высоковязкой нефти или битума, затем переходят к закачке теплоносителя через вертикальный ствол скважины и боковой горизонтальный ствол для обеспечения добычи из соседних добывающих скважинах.
Совокупность отличительных признаков позволяет обеспечить высокий темп нагнетания теплоносителя в пласт, избежать проблемы кольматации пор, аккумулировать тепло в пропластке и избежать тепловые потери, т.к. водоносный пропласток с лучшими тепловыми свойствами (1,45-2,5 Вт/(м·К)) будет внутри битуминозного пропластка с низкими тепловыми свойствами порядка (0,6-1,30 Вт/(м·К)), уменьшать вязкостное соотношение между разогретым битумом и вытесняющим загустителем, перераспределить влияние теплоносителя в зоны, ранее неохваченные тепловым воздействием, увеличить тем самым глубину прогрева продуктивного пласта и его нефтеодачу.
Из патентной и научно-технической литературы нам неизвестна заявляемая совокупность отличительных признаков, следовательно, заявляемый способ разработки месторождений ВВН или битума отвечает критерию изобретения «изобретательский уровень»
На фиг.1 показана характеристика коллекторских и тепловых свойств вскрытых бурением пластов.
На фиг.2 представлена схема осуществления предлагаемого способа.
Способ осуществляется в следующей последовательности (совмещен с примером конкретного выполнения).
На Мордово-Кармальском месторождении пробурили вертикальную скважину 1 (см. фиг.2), которую цементировали от забоя 2 до устья 3, вскрывая при этом всю толщу продуктивного пласта 4, проводили исследование коллекторских и тепловых свойств по разрезу пласта 4. Выделили в пределах продуктивного пласта 4 битуминозные 5 и 6 и водоносные 7 пропластки и по гидродинамическим и геофизическим данным определяли интервал распространения водоносного пропластка 7. Как видно из характеристики пласта (см. фиг.1), в пределах битуминозного встречается водоносный пропласток 7 с хорошими тепловыми и фильтрационными свойствами. Теплопроводность данного пропластка изменяется от 1,3 до 1,331 Вт/(м·К), проницаемость составляет 0,86·10-12 м2(Дарси) при толщине 2,5 м. Причем данный пропласток находится в толще битумного пласта с теплопроводностью 0,7 Вт/(м·К) вышележащего 5 при толщине 3,5 м, и нижележащего 6 относительно водоносного 7 пропластка с теплопроводностью 0,5-0,6 Вт/(м·К) и толщиной 4,6 м. По данным геофизических исследований интервал распространения водоносной линзы составляет 30 м.
Из вертикального ствола скважины 1 забурили боковой горизонтальный ствол 8 так, чтобы вскрыл промежуточный, расположенный между битуминозными пропластками 5 и 6 водоносный пропласток 7 наполовине его распространения (15 м от вертикального ствола скважины 1), затем производят его цементирование, причем цементировали до верхнего битуминозного пропластка 5, после чего в него спустили перфорированную обсадную колонну 8'' с увеличением числа перфорационных отверстий 9 по мере удаления от вертикального ствола скважины 1. Вертикальный ствол скважины 1 перфорировали 10 в зонах вскрытых бурением битуминозных пропластков 5 и 6 и спустили насосно-компрессорные трубы (НКТ) 11, снабженные пакером 12, установленным ниже интервала зарезки бокового ствола 8, для герметизации затрубного пространства 13 между НКТ 11, обсадной колонной 8 и насосом 14. По затрубному пространству 13 подавали теплоноситель пар в боковой ствол 8, а по вертикальному стволу скважины 1 производили отбор ВВН или битума.
Закачку теплоносителя производили имеющимся парогенератором с производительностью 4 т/сут. Изменение температуры пласта в зоне вертикального ствола скважины произошло на 5 сутки после начала закачки пара, что говорит о эффективности способа. Получен промышленный приток битума с дебитом 10 т/сут. Работа скважины в таком режиме продолжалась в течение 2 месяцев, затем в добывающий вертикальный ствол стал прорываться пар. После прорыва теплоносителя в вертикальный ствол скважины 1, что свидетельствовало о выработке продуктивной зоны между вертикальным и боковым стволами 1 и 8 соответственно, в боковой ствол 8 последовательно закачивали оторочку загустителя полиакриламида с концентрацией 0,5% в водном растворе, в объеме 0,1-ой прогретой зоны и воды, причем воду закачали до появления загустителя в вертикальном стволе скважины 1, после чего возобновили закачку теплоносителя (пара) в боковой ствол 8, добычу ВВН или битума производили до минимально допустимого рентабельного уровня - 0,5 т/сут, затем перешли к закачке теплоносителя (пара) через вертикальный ствол скважины 1 и боковой горизонтальный ствол 8.
В результате проведенных работ было отмечено увеличение дебита в близлежащих скважинах в среднем на 1,5 т/сут.
Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа разработки месторождений высоковязких нефтей и битума складывается за счет повышения нефтеодачи битумного пласта и снижения тепловых потерь по сравнению с прототипом.
Способ разработки высоковязких нефтей или битума, включающий бурение вертикальной скважины, спуск и цементирование эксплуатационной колонны, ее перфорирование, спуск насосно-компрессорных труб, закачку теплоносителя и отбор высоковязкой нефти или битума, отличающийся тем, что после бурения вертикальной скважины производят исследование коллекторских и тепловых свойств вскрытых бурением пластов, выделяют битумонасыщенные и водонасыщенные пропластки, после чего из вертикальной скважины производят бурение бокового горизонтального ствола так, чтобы он вскрыл промежуточный водоносный пропласток в разрезе битумного пласта - на половину распространения локального водоносного пропластка, боковой ствол цементируют до верхнего битуминозного пропластка, затем в боковой ствол спускают перфорированную обсадную колонну, причем перфорирование проводят так, что число перфорационных отверстий увеличивают по мере удаления от вертикального ствола скважины, а вертикальный ствол скважины перфорируют в зонах, вскрытых бурением битуминозных пропластков, насосно-компрессорные трубы спускают в вертикальную скважину с пакером, который устанавливают ниже интервала зарезки бокового ствола, закачку теплоносителя производят в боковой горизонтальный ствол, а отбор высоковязкой нефти или битума - по вертикальному стволу, при этом после выработки продуктивной зоны между вертикальным и боковым горизонтальным стволом в боковой горизонтальный ствол последовательно закачивают оторочку полиакриламида в объеме 0,1 от объема прогретой продуктивной зоны и воды, причем воду закачивают до появления полиакриламида в вертикальном стволе скважины, после чего возобновляют закачку теплоносителя в боковой горизонтальный ствол, производят добычу высоковязкой нефти или битума, затем переходят к закачке теплоносителя через вертикальный ствол скважины и боковой горизонтальный ствол для обеспечения добычи высоковязкой нефти или битума в соседних добывающих скважинах.
