Способ разработки месторождения высоковязкой нефти

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при добыче высоковязких тяжелых и битуминозных нефтей. Способ включает закачку топлива через вертикальные нагнетательные скважины, воздуха - через нагнетательную скважину с горизонтальным участком, расположенным выше горизонтального участка добывающей скважины на величину, превышающую величину прорыва воздуха, организацию внутрипластового горения и отбор продукции через добывающую скважину с горизонтальным стволом, периодическую закачку воды в объемах, допускающих поддержание пластового горения. Добывающую скважину оборудуют датчиками температуры по всей длине горизонтального участка. Вертикальные нагнетательные скважины оборудуют внутренней трубой для подачи топлива, межтрубное пространство в которых используют для подачи воды, снизу герметизируют пакером с клапаном. Клапан выполнен с возможностью удержания столба жидкости в скважине. Подачу жидкости через клапан регулируют так, чтобы поддерживать примерно одинаковую температуру продукции на всей длине горизонтального участка добывающей скважины. Технический результат заключается в сокращении затрат на разработку месторождения высоковязкой нефти без снижения нефтеотдачи, повышении эффективность разработки месторождения высоковязкой нефти, увеличении объема отбираемой продукции. 2 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к добыче высоковязких тяжелых и битуминозных нефтей.

Известен «Способ разработки нефтебитумной залежи» (патент RU № 2287677, Е21В 43/24, опубл. Бюл. № 32 от 20.11.2006 г.), включающий проводку в пласте двух горизонтальных стволов параллельно между собой и закачку пара в верхнюю нагнетательную скважину и отбор продукции из нижней добывающей скважины.

Недостатком данного способа является низкая эффективность, особенно в тонких пластах, из-за больших тепловых потерь.

Также известен «Способ разработки высоковязкой нефти или битума» (заявка на патент № 97107687, Е21В 43/24, опубл. 27.04.1999 г.), включающий закачку окислителя через нагнетательную скважину, создание прямоточного фронта горения, контроль за его продвижением и добычу пластовых флюидов через добывающие скважины, причем после создания фронта горения определяют границу влияния движущейся по пласту высокотемпературной зоны, после чего выбирают неохваченную тепловым воздействием добывающую скважину, через межтрубное пространство которой производят откачку газов горения из пласта, при этом откачку газа производят до увеличения пластовой температуры на забое добывающей скважины на 10-15°С.

Недостатками данного способа являются низкая эффективность его применения из-за невозможности регулировки прогрева пласта и создания паровой камеры, а также небольшой охват пласта, так как прогрев пласта и отбор продукции пласта идет точечно.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является «Способ разработки высоковязкой нефти или битума» (патент RU № 2358099, Е21В 43/24, опубл. 10.06.2009 г.), включающий закачку окислителя через нагнетательные скважины, организацию внутрипластового горения и отбор продукции через добывающие скважины, при этом в качестве добывающих используют горизонтальные скважины с горизонтальным стволом в подошвенной части пласта, а вертикальные скважины размещают в створе и концевой части горизонтального ствола, закачку топлива осуществляют через ближайшие к горизонтальной вертикальные скважины, а через удаленные - воздуха, при этом забойное давление закачки воздуха в скважине устанавливают выше забойного давления закачки топлива, при этом закачку топлива в ближайшие к горизонтальной вертикальные скважины, а в удаленные - закачку воздуха чередуют с закачкой воды в объемах, допускающих поддержание пластового горения.

Недостатками данного способа являются

- во-первых, низкая эффективность его применения из-за невозможности контроля за температурой отбираемой продукции по всей длине горизонтального участка добывающей скважины;

- во-вторых, небольшая площадь охвата паровой камерой пласта из-за подачи воздуха и топлива только через вертикальные скважины, поэтому прогрев пласта и отбор продукции пласта идет точечно;

- в-третьих, закачка воды ведется в объемах, допускающих поддержание пластового горения, в связи с чем большие объемы закачки воды приводят к удорожанию разработки месторождения высоковязкой нефти.

Технической задачей предлагаемого способа является повышение эффективности использования пластового горения за счет контроля за температурой отбираемой продукции по всей длине горизонтального участка добывающей скважины, а также расширение охвата пласта паровой камерой благодаря использованию в качестве скважины для подачи воздуха нагнетательной скважины с горизонтальным участком и удешевление разработки месторождения высоковязкой нефти путем регулируемого (расчетного) объема закачки воды в зону горения.

Техническая задача решается способом разработки месторождения высоковязкой нефти, включающим закачку топлива через вертикальные нагнетательные скважины, воздуха - через другую нагнетательную скважину, организацию внутрипластового горения и отбор продукции через добывающую скважину с горизонтальным стволом в подошвенной части пласта, периодическую закачку воды через нагнетательные скважины в объемах, допускающих поддержание пластового горения.

Новым является то, что добывающую скважину оборудуют датчиками температуры по всей длине горизонтального участка, через который осуществляют отбор продукции, в качестве нагнетательной скважины для подачи воздуха используют нагнетательную скважину с горизонтальным участком, расположенным выше горизонтального участка добывающей скважины на величину, превышающую величину прорыва воздуха, при этом в качестве нагнетательных скважин для подачи топлива используют ряд скважин, забой которых располагают выше горизонтального участка нагнетательной скважины для воздуха на величину, превышающую величину прорыва воздуха и топлива, причем вертикальные нагнетательные скважины оборудуют внутренней трубой для подачи топлива, межтрубное пространство в которых, используемое для подачи воды, снизу герметизируют пакером с клапаном, выполненным с возможностью удержания столба жидкости в скважине, при этом подачу жидкости через клапан в зону пластового горения в вертикальных нагнетательных скважинах регулируют так, чтобы поддерживать примерно одинаковую температуру продукции на всей длине горизонтального участка добывающей скважины.

На фиг.1 изображен пласт в разрезе, проходящем в плоскости горизонтальных скважин.

На фиг.2 схематично изображен клапан в разрезе.

Способ осуществляют следующим образом.

На месторождении с высоковязкой нефтью строят добывающую скважину 1 (см. фиг.1) с горизонтальным участком, причем бурение горизонтального участка добывающей скважины 1 осуществляют в подошвенной части продуктивного пласта 2.

Добывающую скважину 1 оборудуют датчиками температуры по всей длине горизонтального участка.

Над горизонтальным стволом добывающей скважины 1 строят аналогично нагнетательную скважину 3 с горизонтальным участком.

Расстояние между горизонтальными участками добывающей 1 и нагнетательной 3 скважин должно превышать величину прорыва воздуха из горизонтального участка нагнетательной скважины 3 в горизонтальный участок добывающей скважины 1 и составляет 5-8 метров.

Далее строят вертикальные нагнетательные скважины 4, 5, 6, в данном примере (см. чертеж) изображены три нагнетательные скважины, забои которых располагают в пределах этого же продуктивного пласта 2 над горизонтальным стволом нагнетательной скважины 1.

Расстояние от забоя нагнетательных скважин 4, 5, 6 до горизонтального участка нагнетательной скважины 3 должно превышать величину прорыва воздуха и топлива и составляет 3-5 метров.

Вертикальные нагнетательные скважины 4, 5, 6 между собой располагают на расстоянии 10-30 метров.

Каждую из вертикальных нагнетательных скважин 4, 5, 6 оборудуют внутренней трубой 7 для подачи топлива, а межтрубное пространство 8 в этих скважинах, используемое для подачи воды, снизу герметизируют пакером 9 с клапаном 10, выполненным с возможностью удержания столба жидкости в скважине.

Давление срабатывания и интервал установки клапана 10 подбирается для каждой из вертикальных нагнетательных скважин 4, 5, 6 индивидуально в зависимости от конструктивных особенностей этих скважин.

Пакеры 9 исключают смешивание топлива и воды непосредственно в вертикальных нагнетательных скважинах 4, 5, 6. Вертикальные нагнетательные скважины 4, 5, 6 используют как для подачи топлива, так и для закачки воды в продуктивный пласт 2.

В качестве воды используют сточную воду плотностью 1100-1180 кг/м³.

В качестве топлива используют, например, углеводородный газ, попутный газ, печное топливо или т.п.

Нагнетательную скважину 3 с горизонтальным участком используют для закачки воздуха (окислителя).

Аналогичным образом, как показано на фиг.1, строят другие вертикальные нагнетательные скважины (на фиг.1 и 2 не показано) и добывающую скважину с горизонтальным стволом на определенном расстоянии, как показано на фиг.1, между горизонтальным стволом добывающей скважины и забоями вертикальных нагнетательных скважин друг от друга, исключая прорыв топлива или воздуха в другие скважины.

После прогрева паропередвижной установкой призабойной части продуктивного пласта 2 скважины производят закачку топлива в вертикальные нагнетательные скважины 4, 5, 6 в необходимом объеме. Далее осуществляют закачку воздуха в горизонтальный ствол нагнетательной скважины 3, под расчетным давлением производят поджиг пласта и создают очаг горения.

В воздухе содержится азот, химически не участвующий в реакциях горения, но присутствующий в зоне горения. Поскольку в воздухе содержится 21% об. кислорода и 79% об. азота, при горении воздуха на один объем кислорода приходится 79:21=3,76 объема азота. Например, уравнение реакции горения природного газа (метана) в воздухе можно записать так:

Организуют процесс горения по этому уравнению так, что в зоне горения на 1 м³ горючего газа приходится 9,5 м воздуха, который и содержит требуемые 2 м³ кислорода. Горючей смеси (или ее части) сообщают тепловой импульс достаточной мощности для начала реакции горения. В результате полного сгорания 1 м³ метана выделяется 36000 кДж тепла и образуется более 10,5 м³ продуктов горения (смеси двуокиси углеводорода, паров воды и азота). Температура воспламенения метана в воздухе составляет 545 до 850°С. Так как в продуктивном пласте 2 содержится пластовая вода, то в процессе горения вода превращается в пар. Азотом воздуха созданный пар продвигается по продуктивному пласту 2. По мере продвижения по пласту 2 образуются зоны горения 11 и пара 12.

Так как пар и азот имеют удельный вес меньше, чем нефть, то в кровельной части пласта 2 образуется зона пара (паровая камера) 12, за счет сил гравитации нефть стекает в подошвенную часть продуктивного пласта 2 и отбирается на поверхность из горизонтального ствола добывающей скважины 1 с помощью любого известного насоса 13 (например, винтового).

Созданная локализованная зона горения 11 позволяет генерировать пар в продуктивном пласте 2, что позволяет осуществить вытеснение как по разрезу, так и по площади.

Топливо параллельно с водой закачивают через вертикальные нагнетательные скважины 4, 5, 6, причем топливо подают по колонне труб 7, а воду - по межтрубному пространству 8, при этом перемешивание происходит непосредственно у продуктивного пласта 2. Подачу окислителя производят через нагнетательную скважину 3 с горизонтальным участком, проходящим под забоями вертикальных нагнетательных скважин 4, 5, 6, вследствие чего происходит расширение охвата продуктивного пласта 2.

Количество воды, смешиваемой с топливом в зоне горения 11, регулируется клапаном 10 (см. фиг.2). Например, давление воды (в зависимости от высоты столба жидкости в межтрубном пространстве 8), на которое рассчитано срабатывание клапана 10, составляет 6 МПа, то есть при превышении этого давления клапан 10 открывается и перепускает через себя воду из межтрубного пространства 8, вследствие чего происходит смешивание воды с горючим в зоне горения 11 (см. фиг.1). Чем больше давление жидкости на клапан 8, тем больший объем воды смешивается с топливом.

Забойное давление закачки топлива производят при давлении выше давления раскрытия вертикальных трещин, что позволяет увеличить проницаемость продуктивного пласта 2 и осуществлять интенсивный отбор высоковязкой нефти, в том числе из пластов с низкой проницаемостью.

Датчики температуры (не показано), спущенные на оптико-волоконном кабеле, размещенные по всей длине горизонтального участка добывающей скважины 1 (например, на расстоянии 2-7 метров), отслеживают температуру отбираемой продукции (высоковязкой тяжелой и битуминозной нефти) и при увеличении или снижении температуры отбираемой продукции снижают или увеличивают объем воды подаваемый в межколонное(ые) пространство(а) одной или сразу нескольких нагнетательных скважин 4, 5, 6 так, чтобы поддерживать примерно одинаковую температуру продукции на всей длине горизонтального участка добывающей скважины 1.

Например, при повышении температуры отбираемой продукции выше заданной, если заданная температура отбора продукции из горизонтальной скважины 1, равная 60°С, повысилась до 75°С, на что реагируют один или несколько датчиков температуры, то по их показаниям увеличивают объем подаваемой воды в межколонное(ые) пространство(а) 9 тех вертикальных нагнетательных скважин 4, 5, 6, забои которых располагаются ближе всего к тому датчику температуры, который сигнализирует о превышении температуры отбора продукции. В связи чем увеличивают объем воды, подаваемый в межколонное(ые) пространство(а) 9 вертикальных нагнетательных скважин 4, 5, 6 и соответственно смешивающийся с топливом в зоне пластового горения 11, так чтобы поддерживать примерно одинаковую температуру отбираемой продукции на всей длине горизонтального участка добывающей скважины 1.

Увеличение подачи воды достигают увеличением давления нагнетания через клапан 10, например, превышением до 9 МПа от давления срабатывания клапана 10, равного 6 МПа.

Наоборот, при снижении температуры отбираемой продукции ниже заданной минимально допустимой, например, до 45°С, уменьшают количество воды, подаваемой в межколонное(ые) пространство(а) 9 и соответственно смешиваемой с топливом. Уменьшение подачи воды достигают снижением давления нагнетания через клапан 10, например снижением ниже ранее достигнутого давления с 9 МПа до 8 МПа, но выше давления срабатывания клапана 10, равного 6 МПа.

Наличие пакеров в вертикальных нагнетательных скважинах позволяет производить в них параллельную закачку как воды, так и топлива, а наличие клапанов, размещенных в этих вертикальных нагнетательных скважинах, позволяет изменять объемы воды, подаваемой в зону горения, что, в свою очередь, позволяет регулировать температуру горения в продуктивном пласте, а это способствует удешевлению разработки месторождения высоковязкой нефти без снижения нефтеоотдачи.

При применении данного способа повышается эффективность разработки месторождения высоковязкой нефти за счет контроля за температурой отбираемой продукции, что позволяет регулировать и поддерживать наиболее оптимальную температуру отбора продукции по всей длине горизонтального участка добывающей скважины;

Кроме того, благодаря размещению нагнетательной скважины с горизонтальным участком, по которой закачивается воздух (окислитель), над горизонтальным участком добывающей скважины, значительно расширяется площадь охвата паровой камерой продуктивного пласта, поэтому улучшается эффективность прогрева пласта и, как следствие, увеличивается объем отбираемой продукции.

Способ разработки месторождения высоковязкой нефти, включающий закачку топлива через вертикальные нагнетательные скважины, воздуха - через другую нагнетательную скважину, организацию внутрипластового горения и отбор продукции через добывающую скважину с горизонтальным стволом в подошвенной части пласта, периодическую закачку воды через нагнетательные скважины в объемах, допускающих поддержание пластового горения, отличающийся тем, что добывающую скважину оборудуют датчиками температуры по всей длине горизонтального участка, через который осуществляют отбор продукции, в качестве нагнетательной скважины для подачи воздуха используют нагнетательную скважину с горизонтальным участком, расположенным выше горизонтального участка добывающей скважины на величину, превышающую величину прорыва воздуха, при этом в качестве нагнетательных скважин для подачи топлива используют ряд скважин, забой которых располагают выше горизонтального участка нагнетательной скважины для воздуха на величину, превышающую величину прорыва воздуха и топлива, причем вертикальные нагнетательные скважины оборудуют внутренней трубой для подачи топлива, межтрубное пространство в которых, используемое для подачи воды, снизу герметизируют пакером с клапаном, выполненным с возможностью удержания столба жидкости в скважине, при этом подачу жидкости через клапан в зону пластового горения в вертикальных нагнетательных скважинах регулируют так, чтобы поддерживать примерно одинаковую температуру продукции на всей длине горизонтального участка добывающей скважины.