Способ разработки залежи высоковязкой нефти

Изобретение относится к нефтяной промышленности и применяется при разработке залежи высоковязкой нефти. Техническим результатом является повышение степени выработки запасов высоковязкой нефти за счет зоны более интенсивного прогрева пласта и разжижения разогретой продукцией и реагентами с учетом создания паровой камеры, а также более щадящего режима работы за счет закачки теплоносителя в жидком состоянии по колонне труб. Способ включает строительство вертикальных нагнетательных и добывающих скважин, закачку пара в пласт через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, перфорацию нагнетательных скважин выше зон перфорации добывающих скважин. Зона перфорации добывающих скважин расположена в нижней четверти продуктивного пласта, а нагнетательных - в верхней половине. В каждую нагнетательную скважину для закачки перегретой воды в пласт спускают колонны труб, оборудованные снизу струйным насосом, который устанавливают ниже зоны перфорации, выше которого устанавливают пакер. По колонне труб закачивают перегретую воду под давлением, превышающим давление парообразования. Воду перед закачкой нагревают до температуры, превышающей температуру парообразования при пластовом давлении. После образования паровой камеры в пласте в перегретую воду периодически добавляют растворитель, величину и количество которого контролируют по вязкости продукции пласта, добываемой из добывающих скважин. 1 ил.

 

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

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти, включающий бурение вертикальных нагнетательных скважин и горизонтальных добывающих скважин (патент РФ №2334098, МПК Е21В 43/24, опубл. БИ №26, 20.09.2008 г.), закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины. Горизонтальные стволы двух добывающих скважин располагают на одной линии навстречу друг другу с размещением концов вблизи один от другого. Горизонтальные стволы скважин проводят в 1,5-2,5 м над подошвой продуктивного пласта и перфорируют, выше концов горизонтальных стволов добывающих скважин на 3,5-4,5 м, размещают низ вертикальной нагнетательной скважины, перфорированной в интервале 0,5-1,5 м от низа, параллельно линии горизонтальных стволов двух добывающих скважин в залежи располагают горизонтальные стволы других горизонтальных скважин с теми же параметрами и с аналогичным расположением нагнетательной скважины, формируя параллельные линии отбора и нагнетания рабочего агента, при этом в качестве рабочего агента используют пар в чередовании с воздухом.

Недостатками этого способа являются: сложность строительства скважин, что ведет к дополнительным затратам материальных ресурсов, техническая возможность не позволяет реализовывать способ для добычи высоковязкой нефти, так как воздух вызывает несанкционированное горение продукции продуктивного пласта, невозможно использовать для прогрева пластов толщиной более 15 м, после образования паровой камеры невозможно регулировать текучесть добываемой продукции.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2334097, Е21В 43/24, опубл. бюл. №26 от 20.09.2008 г.), включающий бурение вертикальных нагнетательных и добывающих скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, при этом нагнетательные скважины размещают между добывающими скважинами с расстоянием между скважинами 30-250 м, низ нагнетательных скважин размещают на расстоянии 5-7 м от подошвы продуктивного пласта, низ добывающих скважин размещают на расстоянии 0,5-1,5 м от подошвы продуктивного пласта, скважины перфорируют в интервале низа, равном 0,6-1,0 м, а в качестве теплоносителя используют пар в чередовании с воздухом.

Недостатками этого способа являются: сложность строительства скважин, что ведет к дополнительным затратам материальных ресурсов, техническая возможность не позволяет реализовывать способ для добычи высоковязкой нефти, так как воздух вызывает несанкционированное горение продукции продуктивного пласта, невозможно использовать для прогрева пластов толщиной более 15 м, после образования паровой камеры невозможно регулировать текучесть добываемой продукции, прогрев всей обсадной колонны, что может привести к заколонным перетокам, связанным с разрушением цементного камня.

Техническими задачами предлагаемого способа являются повышение степени выработки запасов высоковязкой нефти за счет зоны более интенсивного прогрева пласта и разжижения разогретой продукцией и реагентами с учетом создания паровой камеры, а также более щадящего режима работы за счет закачки теплоносителя в жидком состоянии по колонне труб, не взаимодействующих с обсадной колонной, и изоляции зоны закачки скважины от вышезакрепленных труб пакером.

Техническая задача решается способом разработки залежи высоковязкой нефти, включающим строительство вертикальных нагнетательных и добывающих скважин, закачку пара в пласт через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, перфорацию нагнетательных скважины осуществляют выше зон перфорации добывающих скважин.

Новым является то, что зона перфорации добывающих скважин расположена в нижней четверти продуктивного пласта, а нагнетательной - в верхней половине, при этом в нагнетательную скважину для закачки перегретой воды в пласт спускают колонны труб, оборудованные снизу струйным насосом, который устанавливают ниже зон перфорации, выше которого устанавливают пакер, причем по колонне труб закачивают перегретую воду под давлением, превышающим давление парообразования, а воду перед закачкой нагревают до температуры, превышающей температуру парообразования при пластовом давлении, после образования паровой камеры в пласте в перегретую воду периодически добавляют растворитель, величину и количество которого контролируют по вязкости продукции пласта, добываемой из добывающих скважин.

На чертеже показана схема реализации способа.

На чертеже показано: вертикальная нагнетательная скважина - 1, вертикальные добывающие скважины - 2, продуктивный пласт - 3, интервал перфорации вертикальной нагнетательной скважины - 4, интервал перфорации вертикальных добывающих скважин - 5, колонны труб - 6, струйный насос - 7, пакер - 8, насос - 9, паровая камера - 10.

Способ разработки залежи высоковязкой нефти включает строительство как минимум одной вертикальной нагнетательной скважины 1 и вертикальных добывающих 2 скважин, закачку пара в пласт 3 через нагнетательную скважину 1 и отбор нефти через добывающие скважины 2, причем нагнетательную скважину 1 размещают между вертикальными добывающими скважинами 2, нагнетательную скважину 1 перфорируют 4 выше зоны перфорации 5 вертикальных добывающих скважин 2. Зона перфорации 5 добывающих скважин 2 расположена в нижней четверти продуктивного пласта 3, а нагнетательной скважины 1 - в верхней половине. В нагнетательные скважины 1 для закачки пара в пласт 3 спускают колонны труб 6, оборудованные снизу струйными насосами 7 каждая, которые устанавливают ниже зон перфорации 4, выше которых в каждой устанавливают пакер 8. По колонне труб 6 закачивают перегретую воду под давлением, превышающим давление парообразования, а воду перед закачкой в нагревателях (не показаны) нагревают до температуры, превышающей температуру парообразования при пластовом давлении. После образования паровой камеры в пласте 3 в перегретую воду периодически добавляют растворитель, величину и количество которого контролируют по вязкости продукции пласта, добываемой из добывающих скважин 2.

Способ показан на примере конкретного выполнения.

В ходе геологических исследований определяют залежь высоковязкой нефти со следующими характеристиками: общая толщина пласта составила 61,3 м, эффективная нефтенасыщенная толщина - 23 м, пористость - 0,133 д.ед, проницаемость - 0,205 мкм², вязкость нефти в пластовых условиях - 302,8 мПа*с, вязкость нефти в поверхностных условиях 705,1 мПа*с, плотность нефти - 910 т/м³, пластовое давление 8 МПа.

На залежи бурят вертикальные добывающие 2 скважины и вертикальную нагнетательную скважину 1, с расположением нагнетательной скважины на расстоянии, равном половине расстояния между вертикальными добывающими скважинами 2. Зоны перфорации добывающих скважин размещают снизу в одной четверти от общей мощности продуктивного пласта, а зону перфорации нагнетательной скважины размещают сверху в одной второй части от общей мощности продуктивного пласта.

Из условий гидростатического давления пласта 3 (на практике оно равнялось примерно 8 МПа) определяют температуру, не ниже которой необходимо нагреть воду, исходя из графика парообразования воды в зависимости от давления и температуры: при гидростатическом давлении 8 МПа температура закачиваемой воды должна быть не менее 180°С. После чего воду нагревают до температуры 190°С при давлении 9,8 МПа (при котором производится закачка воды), что позволяет удерживать воду в жидком состоянии даже при закачке после прохождения по колонне труб 6, на выходе из которых температура воды составляет примерно 185°С при давлении 9,8 МПа (что показали датчики, установленные в экспериментальную скважину), закачку перегретой воды производят при давлении выше давления упругости ее паров. При прохождении через струйный насос 7, на выходе которого давление равно гидростатическому давлению пласта 3, жидкость переходит в парообразное состояние при температуре 190°С и давлении 8 МПа. При этом из-за сужения в сопле струйного насоса 7 и из-за перехода перегретой воды в пар (объем пара в данных условиях по сравнению с жидкостью возрастает в 3-7 раз) в этом сопле образуется высокоскоростной поток, создающий разрежение в камере низкого давления струйного насоса 7, в которую через отверстия засасывается из подпакерного пространства продукция пласта 3, которая в свою очередь перемешивается в сопле струйного насоса с перегретой водой, быстро нагреваясь и переходя во взвешенное состояние с паром, при этом исключается отложение солей, так как струйный насос 7, спущенный ниже пакера 8, производит прогрев и перемешивание с нефтью пласта 3, а не с водой. Разогретая нефть с перегретой водой задавливается в пласт 3, где при теплообмене продукция пласта разогревается и перемешивается с разогретой нефтью. При этом разогретый пар с нефтью стремятся под кровлю пласта 3, выдавливая уже разогретую продукцию пласта 3 в подпакерное пространство. После увеличения давления закачки, связанного с повышением внутрипластового давления под действием закачиваемого пара на 10-30%, закачку перегретой воды прекращают и осуществляют отбор продукции пласта 3 через добывающие скважины 2 по полой колонне 6, разогретой до температуры перегретой воды.

В процессе отбора нагретой продукции пластовое давление падает с 8 МПа до 5 МПа, что говорит о выработке продукции из верхнего интервала пласта 3 и создании там паровой камеры 9. После чего в вертикальную нагнетательную скважину 1 вместе с водой закачивают оторочку растворителя, способствующего поддерживать необходимую вязкость высоковязкой нефти, например: реагент Миа - Пром, Сольвент тяжелый (150/300) Абсорбент Н (марка Б), Нефрас (120/120) или т.п. После того, как вязкость высоковязкой нефти станет допустимой (50-80 мПа*с) для извлечения ее из добывающих скважин 2 на поверхность, закачку растворителя прекращают и закачивают дозами только в условиях увеличения вязкости продукции.

Предлагаемый способ позволяет повысить степень выработки запасов высоковязкой нефти за счет зоны более интенсивного прогрева пласта, разжижения разогретой продукцией и реагентами с учетом создания паровой камеры, а также более щадящего режима работы за счет закачки теплоносителя в жидком состоянии по колонне труб, не взаимодействующих с обсадной колонной, и изоляции зоны закачки нагнетательной скважины от вышезакрепленных труб пакером, что в целом ведет к экономии материальных ресурсов.

Способ разработки залежи высоковязкой нефти, включающий строительство вертикальных нагнетательных и добывающих скважин, закачку пара в пласт через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, перфорацию нагнетательных скважин выше зон перфорации добывающих скважин, отличающийся тем, что зона перфорации добывающих скважин расположена в нижней четверти продуктивного пласта, а нагнетательных - в верхней половине, при этом в каждую нагнетательную скважину для закачки перегретой воды в пласт спускают колонны труб, оборудованные снизу струйным насосом, который устанавливают ниже зоны перфорации, выше которого устанавливают пакер, причем по колонне труб закачивают перегретую воду под давлением, превышающим давление парообразования, а воду перед закачкой нагревают до температуры, превышающей температуру парообразования при пластовом давлении, после образования паровой камеры в пласте в перегретую воду периодически добавляют растворитель, величину и количество которого контролируют по вязкости продукции пласта, добываемой из добывающих скважин.