Способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин
Владельцы патента RU 2340768:
Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (RU)
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин. Обеспечивает повышение эффективности разработки месторождения. Сущность изобретения: способ включает закачку теплоносителя через двухустьевую горизонтальную нагнетательную скважину, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры и отбор продукции через двухустьевую горизонтальную добывающую скважину. Согласно изобретению прогрев продуктивного пласта начинают с закачки пара в обе скважины, разогревают межскважинную зону пласта, снижают вязкость нефти или битума, а паровую камеру создают закачкой теплоносителя с возможностью пробивания последнего к верхней части продуктивного пласта и увеличения размеров паровой камеры в процессе отбора продукции. При отборе продукции снимают термограммы паровой камеры, анализируют состояние ее прогрева на равномерность прогрева и наличие температурных пиков. С учетом полученных термограмм осуществляют равномерный прогрев паровой камеры путем смены направления фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции. При этом объем закачки теплоносителя через устья нагнетательной скважины и/или отбор продукции через устья добывающей скважины изменяют в соотношении, %: (10-90):(90-10). 3 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин.
Известен способ разработки залежи тяжелой нефти или битума (патент РФ №2287677, E21B 43/24, опубл. 20.11.2006 г.), включающий строительство добывающей двухустьевой горизонтальной скважины и нагнетательной двухустьевой горизонтальной скважины, создание проницаемой зоны между скважинами, закачку теплоносителя в нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину и отбор продукции по добывающей двухустьевой горизонтальной скважине, при этом степень сухости закачиваемого пара периодически чередуют, вначале закачивают пар высокой степени сухости до увеличения приемистости нагнетательной двухустьевой горизонтальной скважины и доли пара в отбираемой продукции, а затем закачивают пар малой степени сухости, объем которого определяют по повышению давления нагнетания, которое поддерживают не превышающим давление раскрытия вертикальных трещин. Данный способ обеспечивает увеличение темпов прогрева залежи.
Недостатком является то, что данный способ разработки залежи тяжелой нефти или битума не предусматривает регулирование равномерного прогрева паровой камеры, вследствие чего охват пласта тепловым процессом становится неравномерным и снижается эффективность процесса в целом.
Наиболее близким к предложенному изобретению (прототип) по технической сущности является способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин (патент Канады №1304287, E21B 43/24, опубл. 30.06.1992). Метод включает: наличие пары скважин с горизонтальным параллельным равнопротяженным расположением на расстояние от 3 до 8 м друг от друга; нагревание межскважинной зоны путем одновременной циркуляции пара в каждой из скважин; нагнетание пара в коллектор через верхнюю скважину и добыча жидкости в основном без пара через нижнюю скважину. Нагнетание пара осуществляется при постоянном повышенном давлении, которое меньше давления гидроразрыва. Закачиваемый пар поднимается вверх, создавая паровую камеру. Паровая камера распространяется вверх и в стороны, пока не достигнет непроницаемой зоны пласта. Теплообмен происходит на поверхности паровой камеры, пар контактирует с холодной нефтью, находящейся выше нагнетательной скважины.
Добыча жидкости из нижней (добывающей) скважины дросселируется для поддержания температуры и давления добываемой жидкости как раз ниже условий насыщенного пара.
Известный способ не позволяет регулировать процесс равномерного прогрева паровой камеры, как следствие, увеличивается вероятность прорыва пара в добывающую скважину и снижается охват пласта воздействием. В результате снижается эффективность разработки месторождения тяжелой нефти или битума.
Задачей предлагаемого решения является повышение эффективности разработки месторождения тяжелой нефти или битума за счет равномерного прогрева паровой камеры и увеличения охвата пласта тепловым воздействием путем смены направления фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции.
Поставленная задача решается способом разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин, включающим закачку теплоносителя через двухустьевую горизонтальную нагнетательную скважину, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры и отбор продукции через двухустьевую горизонтальную добывающую скважину.
Новым является то, что прогрев продуктивного пласта начинают с закачки пара в обе скважины, разогревают межскважинную зону пласта, снижают вязкость нефти или битума, а паровую камеру создают закачкой теплоносителя с возможностью пробивания последнего к верхней части продуктивного пласта и увеличения размеров паровой камеры в процессе отбора продукции, при котором снимают термограммы паровой камеры, анализируют состояние ее прогрева, на равномерность прогрева и наличие температурных пиков, и с учетом полученных термограмм осуществляют равномерный прогрев паровой камеры путем смены направления фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции, при этом объем закачки теплоносителя через устья нагнетательной скважины и/или отбор продукции через устья добывающей скважины изменяют в соотношении, %: (10-90):(90-10).
На фигурах 1, 2, 3 представлены, соответственно:
- схема двух параллельно расположенных двухустьевых горизонтальных скважин;
- варианты разработки месторождения тяжелой нефти и битума с использованием двух параллельно расположенных двухустьевых горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин;
- термограммы пласта по стволу горизонтальной скважины.
Сущность изобретения
Для разработки месторождения тяжелой нефти или битума необходимы новейшие тепловые методы, более эффективные, чем традиционные технологии паротеплового воздействия. Применение двух параллельно расположенных двухустьевых горизонтальных скважин позволяет достигнуть высокой эффективности разработки месторождения тяжелой нефти или битума. Верхняя горизонтальная скважина используется для нагнетания теплоносителя в пласт и создания высокотемпературной паровой камеры. В качестве теплоносителя может использоваться: пар, парогаз, перегретая вода и др. Процесс паротеплового воздействия начинается со стадии предподогрева, в течение которой проводится циркуляция пара в обеих скважинах. При этом за счет кондуктивного переноса тепла разогревается межскважинная зона пласта (зона между добывающей и нагнетательной скважинами), снижается вязкость тяжелой нефти или битума. Затем в процессе добычи тяжелой нефти или битума в нагнетательную скважину закачивается пар, который из-за разности плотностей пробивается к верхней части продуктивного пласта, создавая увеличивающуюся в размерах паровую камеру. На поверхности раздела паровой камеры и холодных нефтенасыщенных толщин постоянно происходит процесс теплообмена, в результате которого пар конденсируется в воду и вместе с разогретой тяжелой нефтью или битумом под действием силы тяжести стекает к добывающей скважине. Чем больше размер паровой камеры и чем более равномерно она прогрета, тем шире охват пласта тепловым воздействием и тем эффективнее процесс парогравитационного вытеснения тяжелой нефти или битума.
На фиг.1 представлена схема расположения двух параллельно расположенных двухустьевых горизонтальных скважин. Схема включает добывающую скважину 1 и нагнетательную скважину 2, вскрывающие продуктивный пласт 5 под поверхностью земли 3 с выходом на дневную поверхность. Скважины пробурены таким образом, что горизонтальная часть 4 скважины 2 находится над горизонтальной частью 6 скважины 1 в одной вертикальной плоскости на некотором расстоянии друг от друга. Скважина 2 используется для закачки теплоносителя в пласт, скважина 1 - для добычи высоковязких нефтей или битумов. Скважины включают в себя колонну насосно-компрессорных труб 7, перфорированную или оснащенную фильтром горизонтальную часть ствола 4 и 6. Скважина 1 включает в себя насосы 8 для подъема тяжелой нефти или битума на поверхность. В скважины спущены термодатчики 9 по всей длине стволов 4, 6.
По показаниям термодатчиков строят термограммы паровой камеры, которые характеризуют состояние прогрева паровой камеры, расположенной над горизонтальной частью скважин (фиг.3). Анализируют полученные термограммы на равномерность прогрева паровой камеры и на наличие температурных пиков.
В случае выявления на термограмме неравномерности прогрева паровой камеры (температура в какой-то зоне заметно ниже, чем в других) или появления острых пиков, или недостаточности прогрева паровой камеры, с учетом полученных термограмм, осуществляют равномерный прогрев паровой камеры путем смены направления фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции, при этом объем закачки теплоносителя через устья нагнетательной скважины и/или отбор продукции через устья добывающей скважины изменяют в соотношении, %: (10-90):(90-10). Схематично изменения направления фильтрации приведены на фиг.2
- Закачка теплоносителя через первое и второе устье горизонтальной нагнетательной скважины и отбор продукции либо через первое устье, либо через второе устье горизонтальной добывающей скважины (варианты 1 и 2, фиг.2).
- Закачка теплоносителя либо через первое устье, либо через второе устье горизонтальной нагнетательной скважины и отбор продукции через противоположное устье горизонтальной добывающей скважины (варианты 4 и 6, фиг.2).
- Закачка теплоносителя и отбор продукции через одноименные устья горизонтальной нагнетательной скважины и горизонтальной добывающей скважины (варианты 5 и 7, фиг.2).
- Закачка теплоносителя либо через первое, либо через второе устье горизонтальной нагнетательной скважины и отбор продукции через первое и второе устье добывающей горизонтальной скважины (варианты 8 и 9, фиг.2).
В результате смены направления фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции с учетом полученной термограммы пласта, происходит выравнивание равномерности прогрева паровой камеры и увеличение охвата пласта тепловым воздействием, о чем свидетельствует новая термограмма, снятая после смены направления фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции.
Все это ведет к снижению вязкости и увеличению объема разогретой тяжелой нефти или битума, которая стекает к добывающей скважине и к повышению эффективности разработки месторождения тяжелой нефти или битума. В прототипе отсутствуют указанные преимущества, что делает известный способ (вариант 3, фиг.2) менее эффективным для разработки тяжелой нефти или битума паротепловым воздействием.
Пример конкретного исполнения
Пример 1. Реализации способа в НГДУ "Нурлатнефть". Разрабатываемая залежь тяжелой нефти имеет следующие характеристики: средняя глубина 90 м, начальная пластовая температура 8°С, пластовое давление 0,5 мПа, толщина продуктивного пласта 17,7 м, пористость 24,8%, проницаемость 0,265 мкм2, нефтенасыщнность 70%, вязкость нефти 12206 мПа·с, плотность нефти 956,0 кг/м3.
Залежь разбурена двумя параллельно расположенными двухустьевыми горизонтальными нагнетательной и добывающей скважинами. Расстояние между горизонтальными стволами составляет 5 м. После продолжительной закачки теплоносителя (пара) и отбора жидкости была построена термограмма паровой камеры пласта, представленная на фиг.3а. Анализ термограммы показал, что на отметке 230 м (термограмма 1) отмечается двойной пик, который свидетельствует о прорыве теплоносителя к добывающей скважине. Из графика также видно, что левая часть термограммы значительно ниже по величине абсолютной температуры, т.е. отсутствует равномерность прогрева паровой камеры. После этого принимается решение, что необходимо увеличить отбор жидкости из первого (левого) устья горизонтальной добывающей скважины и увеличить объем закачки теплоносителя через первое устье горизонтальной добывающей скважины. Равномерность прогрева паровой камеры в данном случае осуществляется либо закачкой теплоносителя и отбором продукции через одноименные устья горизонтальной нагнетательной скважины и горизонтальной добывающей скважины, либо путем изменения объемов закачки теплоносителя через первое и второе устья горизонтальной нагнетательной скважины в соотношении 10-90% от общего объема закачки теплоносителя.
В результате проведенных операций произошло выравнивание фронта прогрева паровой камеры, о чем свидетельствует новая термограмма (2). В интервале 120-300 м по длине горизонтального ствола нагнетательной скважины температура пласта выровнялась на отметке 65°С и при этом произошло увеличение площади равномерно прогретой зоны паровой камеры, т.е. увеличился охват пласта тепловым воздействием. Это привело к увеличению добычи тяжелой нефти или битума.
Пример 2 - иллюстрируется термограммой, представленной на фиг.3б.
Изменив объемы отбора жидкости через первое и второе устья горизонтальной добывающей скважины в соотношение: 60% из первого устья и 40% из второго устья, добились увеличения температуры и охвата пласта межскважинной зоны и паровой камеры (термограмма 1), после чего дебит скважины по битуму вырос в 4 раза (термограмма 2).
Пример 3 - закачку теплоносителя осуществляют через первое и второе устья горизонтальной нагнетательной скважины, а отбор продукции осуществляют через первое устье горизонтальной добывающей скважины (вариант 1, фиг.2). При этом объем закачки теплоносителя через первое устье нагнетательной скважины составляет 20%, а через второе устье нагнетательной скважины 80% от общего объема закачки теплоносителя в горизонтальную нагнетательную скважину. После проведения этой операции повысилась температура в правой части паровой камеры.
Пример 4 - осуществляют закачку теплоносителя через первое устье горизонтальной нагнетательной скважины, а отбор продукции осуществляют через первое и второе устья добывающей горизонтальной скважины (вариант 9, фиг.2). При этом, меняя отбор продукции через первое устье горизонтальной добывающей скважины в интервале от 10 до 90%, а отбор продукции через второе устье горизонтальной добывающей скважины - 90-10% от общего объема отбираемой продукции, смещают температурное поле в нужном направлении с учетом полученной термограммы пласта.
Применение предлагаемого способа позволит повысить эффективность разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин за счет равномерного прогрева паровой камеры и увеличения охвата пласта тепловым воздействием путем смены направления фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции с учетом полученной термограммы пласта.
Способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин, включающий закачку теплоносителя через двухустьевую горизонтальную нагнетательную скважину, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры и отбор продукции через двухустьевую горизонтальную добывающую скважину, отличающийся тем, что прогрев продуктивного пласта начинают с закачки пара в обе скважины, разогревают межскважинную зону пласта, снижают вязкость нефти или битума, а паровую камеру создают закачкой теплоносителя с возможностью пробивания последнего к верхней части продуктивного пласта и увеличения размеров паровой камеры в процессе отбора продукции, при котором снимают термограммы паровой камеры, анализируют состояние ее прогрева на равномерность прогрева и наличие температурных пиков, и с учетом полученных термограмм осуществляют равномерный прогрев паровой камеры путем смены направления фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции, при этом объем закачки теплоносителя через устья нагнетательной скважины и/или отбор продукции через устья добывающей скважины изменяют в соотношении, %: (10-90):(90-10).
