Способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием
Владельцы патента RU 2435948:
Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU)
Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений, в частности к способам теплового воздействия на залежь, содержащую высоковязкую нефть. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет снижения стоимости и контроля обводненности добываемой продукции. Сущность изобретения: способ включает бурение расположенных в пределах одного пласта горизонтальных коллинеарных нагнетательных и добывающих скважин, закачку теплоносителя в нагнетательные скважины и отбор из добывающих скважин продукции - высоковязкой и тяжелой нефти. Согласно изобретению горизонтальные добывающие скважины бурят в одном интервале из одного основного горизонтального ствола, а горизонтальные нагнетательные скважины бурят из другого основного горизонтального ствола навстречу добывающим скважинам, чередуя с ними в том же интервале. При обводнении в процессе разработки продукции, добываемой из основного ствола добывающих скважин, добычу продукции и закачку теплоносителя прекращают и производят исследования продукции из каждой добывающей скважины с определением добывающей скважины с наиболее обводнившейся продукцией. После этого находившиеся рядом с этой скважиной нагнетательные скважины изолируют от их основного ствола и добычу продукции и закачку теплоносителя производят в обычном режиме. При вторичном обводнении продукции из той же горизонтальной добывающей скважины ее отключают от основного ствола. При обводнении в процессе разработки продукции, добываемой из основного ствола добывающих скважин, операции с другими добывающими и нагнетательными скважинами производят аналогично. 3 ил.
Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений, в частности к способам теплового воздействия на залежь, содержащую высоковязкую нефть.
Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2062865, МПК 8 E21B 43/00, E21B 43/24, опубл. в бюл. № от 27.06.1996 г.), включающий бурение вертикальных нагнетательных скважин, вертикальных и горизонтальных добывающих скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины и добычу пластовых флюидов через добывающие скважины, при этом горизонтальные скважины располагают вдоль рядов вертикальных добывающих скважин на минимальном расстоянии от их забоев, одновременно с закачкой теплоносителя через нагнетательные вертикальные скважины осуществляют периодическую закачку теплоносителя через горизонтальные скважины до его прорыва в вертикальные добывающие скважины, затем подают вытекающий агент в вертикальные скважины под давлением, достаточным для выноса песка, а через горизонтальные скважины осуществляют отбор песка и пластового флюида.
Недостатком данного способа является то, что вытесняющий агент подают в вертикальные скважины под давлением, достаточным для выноса песка, что может привести к росту уровня водонефтяного контакта (ВНК). В результате добываемая продукция быстро обводняется и резко увеличивается процент ее обводненности и в скором времени разработка залежи высоковязкой нефти становится нерентабельной.
Также известен способ теплового воздействия на залежь высоковязкой нефти (патент RU №2199656, E21B 43/24, опубл. в Бюл. №6 от 27.02.2003 г.), включающий бурение рядов вертикальных нагнетательных и добывающих скважин, бурение горизонтальных скважин вдоль рядов вертикальных скважин, периодическую закачку теплоносителя, например пара, в горизонтальные скважины и отбор нефти из вертикальных добывающих скважин, при этом отбор ведут также из вертикальных нагнетательных скважин, а в период прекращения закачки пара ведут отбор из горизонтальных скважин, являющихся источником прорыва пара в вертикальные скважины, а после выработки пласта в районе призабойной зоны всех скважин переходят к площадной закачке вытесняющего агента, например воды, в вертикальные нагнетательные скважины, одновременно отбирая нефть из остальных скважин.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, небольшой охват тепловым воздействием участков пласта и, как следствие, низкие коэффициенты охвата и нефтеотдачи залежи высоковязкой нефти, быстрое обводнение залежи вследствие остывания теплоносителя и кольматации пласта;
- во-вторых, обводнение добываемой продукции в процессе разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием (патент RU №2368767, E21B 43/24, опубл. в Бюл. №27 от 27.09.2009 г.), включающий бурение рядов вертикальных нагнетательных и добывающих скважин, бурение горизонтальных нагнетательных скважин вдоль рядов вертикальных скважин, закачку теплоносителя в горизонтальные скважины и отбор высоковязкой и тяжелой нефти из вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, при этом под каждой нагнетательной горизонтальной скважиной в пределах этого же продуктивного пласта бурят дополнительную горизонтальную добывающую скважину для отбора высоковязкой и тяжелой нефти, а вертикальные добывающие и нагнетательные скважины в рядах располагают поочередно, при этом из вертикальных добывающих скважин высоковязкую тяжелую нефть отбирают до прорыва в них теплоносителя из горизонтальных нагнетательных скважин, после чего закачку теплоносителя в вертикальные нагнетательные скважины прекращают и переводят их в добывающие, а те добывающие скважины, в которые прорвался теплоноситель, переводят в нагнетательные скважины, в дальнейшем при прорыве теплоносителя из горизонтальных нагнетательных скважин в вертикальные добывающие скважины, переведенные ранее из нагнетательных скважин, производят обратную замену по переводу вертикальных нагнетательных скважин в добывающие скважины, а вертикальные добывающие - в нагнетательные и цикл повторяют до полной выработки призабойных зон вертикальных и горизонтальных скважин.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, небольшой охват тепловым воздействием участков пласта и, как следствие, низкие коэффициенты охвата и нефтеотдачи залежи высоковязкой нефти;
- во-вторых, обводненение добываемой продукции в процессе разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти, при этом не предусмотрена изоляция обводняющихся участков залежи высоковязкой и тяжелой нефти;
- в-третьих, дороговизна осуществления способа, связанная со строительством большого количества как вертикальных, так и горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин.
Задачей изобретения является снижение стоимости осуществления способа с возможностью контроля обводненности добываемой продукции по участкам, а также снижение обводненности добываемой продукции в процессе разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти за счет изоляции обводняющих участков горизонтальной нагнетательной скважины и обводнившихся участков горизонтальной добывающей скважины.
Поставленная задача решается способом разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием, включающим бурение расположенных в пределах одного пласта горизонтальных коллинеарных нагнетательных и добывающих скважин, закачку теплоносителя в нагнетательные скважины и отбор из добывающих скважин продукции - высоковязкой и тяжелой нефти.
Новым является то, что горизонтальные добывающие скважины бурят в одном интервале из одного основного горизонтального ствола, а горизонтальные нагнетательные скважины бурят из другого основного горизонтального ствола навстречу добывающим скважинам, чередуя с ними в том же интервале, при этом при обводнении в процессе разработки продукции, добываемой из основного ствола добывающих скважин, добычу продукции и закачку теплоносителя прекращают и производят исследования продукции из каждой добывающей скважины с определением добывающей скважины с наиболее обводнившейся продукцией, после чего находившиеся рядом с этой скважиной нагнетательные скважины изолируют от их основного ствола и добычу продукции и закачку теплоносителя производят в обычном режиме, при вторичном обводнении продукции из той же горизонтальной добывающей скважины ее отключают от основного ствола, при обводнении в процессе разработки продукции, добываемой из основного ствола добывающих скважин, операции с другими добывающими и нагнетательными скважинами производят аналогично.
На фигуре 1 схематично изображен предлагаемый способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием на начальной стадии.
На фигуре 2 схематично изображен предлагаемый способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием при первичном обводнении горизонтальной добывающей скважины.
На фигуре 3 схематично изображен предлагаемый способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием при вторичном обводнении горизонтальной добывающей скважины.
Способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием включает бурение расположенных в пределах одного пласта 1 (см. фиг.1) горизонтальных коллинеарных нагнетательных 2; 2'; 2''…2n и добывающих 3; 3'; 3''…3n скважин.
Горизонтальные добывающие скважины 3; 3'; 3''…3n бурят в одном интервале из одного основного горизонтального ствола 4, а горизонтальные нагнетательные скважины 2; 2'; 2''…2n бурят из другого основного горизонтального ствола 5 навстречу горизонтальным добывающим скважинам 3; 3'; 3''…3n, чередуя с ними в том же интервале пласта 1 с шагом - S, равным от 50 до 400 м, в зависимости от физико-химических свойств пласта 1 и определяется опытным путем.
Далее производят обустройство основного горизонтального ствола 4 горизонтальных добывающих скважин 3; 3'; 3''…3n насосным оборудованием (на фигурах 1, 2, 3 не показано). Начинают закачку теплоносителя (пара, горячей воды, газа) в основной горизонтальный ствол 5 горизонтальных нагнетательных скважин 2; 2'; 2''…2n.
Теплоноситель по основному горизонтальному стволу 5 попадает сначала в участки горизонтальных нагнетательных скважин 2; 2'; 2''…2n и далее через перфорационные отверстия 6; 6'; 6''…6n горизонтальных нагнетательных скважин 2; 2'; 2''…2n в продуктивный пласт 1 и начинает прогревать высоковязкую и тяжелую нефть в продуктивном пласте 1 напротив горизонтальных нагнетательных скважин 2; 2'; 2''…2n.
В процессе закачки теплоносителя поддерживают расчетный температурный режим закачки теплоносителя (например, 220°C и давление закачиваемого теплоносителя Р=10 МПа) таким образом, чтобы пар, образующий паровую камеру в интервалах продуктивного пласта 1 между чередующимися между собой горизонтальными нагнетательными скважинами 2; 2'; 2''…2n и горизонтальными добывающими скважинами 3; 3'; 3''…3n, не конденсировался в воду, поднимая уровень водонефтяного контакта, чтобы избежать преждевременного обводнения отбираемой продукции (разогретой высоковязкой и тяжелой нефти).
По мере закачки теплоносителя происходит прогревание высоковязкой и тяжелой нефти, которая разжижается, то есть снижается его вязкость и в прогретом состоянии высоковязкая и тяжелая нефть поступает через перфорационные отверстия 7; 7'; 7''…7n в горизонтальные добывающие скважины 3; 3'; 3''…3n, откуда попадает на прием насоса (на фигурах 1, 2 и 3 не показано), расположенного в основном горизонтальном стволе 4, который производит отбор прогретой высоковязкой и тяжелой нефти на поверхность.
В процессе разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием происходит обводнение добываемой продукции, отбираемой из основного горизонтального ствола 4 добывающих скважин 3; 3'; 3''…3n, что определяют по анализу проб, отбираемых на устье 8 основного горизонтального ствола 4 (например, обводненность составляет 60% и при этом значении разработка залежи высоковязкой нефти с термическим воздействием становится нерентабельной).
Добычу высоковязкой и тяжелой нефти из основного горизонтального ствола 4, а также закачку теплоносителя в основной горизонтальный ствол 5 прекращают и производят исследования продукции из каждой добывающей скважины 3;3';3''…3n с определением добывающей скважины с наиболее обводнившейся продукцией.
Далее приступают к исследованию одного из обводнившихся или нескольких обводнившихся горизонтальных добывающих скважин 3; 3'; 3''…3n, отсекая их последовательно установкой пакера (на фиг.1 и 2, 3 не показано) в основной горизонтальный ствол 4, начиная от наиболее дальней от устья 8 основного горизонтального ствола 4 горизонтальной добывающей скважины 3n и отбирая ее продукцию на исследование.
Для этого в основной горизонтальный ствол 4 выше входа в горизонтальную добывающую скважину 3n на колонне труб (на фигурах 1 и 2, 3 не показано) спускают и пакеруют проходной пакер любой известной конструкции, например, пакер с механической осевой установкой П-ЯМО, предназначенный для проведения ремонтно-изоляционных работ, выпускаемый НПФ «Пакер» (г.Октябрьский, Республика Башкортостан Российской Федерации).
Далее по колонне труб во вход горизонтальной добывающей скважины 3n спускают, например, на кабеле пробоотборник любой известной конструкции и отбирают пробу прогретого нефтебитума из горизонтальной добывающей скважины 3n. Производят исследование пробы и определяют обводненность горизонтальной добывающей скважины 3n в процентном соотношении в сравнении с первоначальной извлеченной прогретой пробой высоковязкой и тяжелой нефти.
Далее распакеровывают проходной пакер, поднимают его и вновь запакеровывают над входом в горизонтальную добывающую скважину 3''', спускают пробоотборник и отбирают пробу прогретой высоковязкой и тяжелой нефти из горизонтальной добывающей скважины 3'''. Производят исследование пробы и определяют обводненность горизонтальной добывающей скважины 3''' в процентном соотношении в сравнении с первоначально извлеченной прогретой пробой высоковязкой и тяжелой нефти с учетом обводненности исследованной ранее пробы из горизонтальной добывающей скважины 3n. Аналогичным образом исследуют оставшиеся горизонтальные добывающие скважины 3; 3'… из основного горизонтального ствола 4.
Например, по результатам исследования выявлено, что наиболее обводняющим добываемую продукцию является горизонтальная добывающая скважина 3' и ее обводненность составляет 90%.
После чего находившиеся рядом (напротив) с этой горизонтальной добывающей скважиной 3' нагнетательные скважины 2 и 2' изолируют любым известным способом от их основного горизонтального ствола 5, например, установкой на входе в нагнетательные скважины 2 и 2' соответственно глухих пакеров пробок 9 и 9' (см. фиг.2) или тампонажным раствором.
Далее добычу высоковязкой и тяжелой нефти из основного горизонтального ствола 4, а также закачку теплоносителя в основной горизонтальный ствол 5 производят в обычном режиме.
При вторичном обводнении продукции (высоковязкой и тяжелой нефти) из той же горизонтальной добывающей скважины, например, как указано выше, эту добывающую горизонтальную скважину 3' отключают от основного горизонтального ствола 4, например, изоляцией любым известным тампонажным составом, например закачкой и продавкой в пласт 1 цементного раствора 11 (см. фиг.3) по гибкой колонне труб, оснащенной снизу отклонителем (на фигурах 1, 2 и 3 не показано) любой известной конструкции, например ОГГТ-90 (отклонитель гидравлический для гибкой трубы) конструкции «ТатНИПИнефть» (г.Бугульма Республики Татарстан, Российская Федерация).
При обводнении в процессе разработки продукции, добываемой из основного ствола 4 оставшихся горизонтальных добывающих скважин 3; 3''…3n, операции с другими оставшимися в разработке добывающими 3; 3''…3n и оставшимися в разработке нагнетательными скважинами 2''…2n производят аналогично, как описано выше.
Данный способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием прост и дешев в осуществлении, а также позволяет контролировать обводненность добываемой продукции по участкам горизонтальных добывающих скважин, а снижение обводненности добываемой продукции в процессе разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти достигается за счет изоляции обводняющих участков горизонтальных нагнетательных скважин и обводнившихся участков горизонтальных добывающих скважин.
Способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием, включающий бурение расположенных в пределах одного пласта горизонтальных коллинеарных нагнетательных и добывающих скважин, закачку теплоносителя в нагнетательные скважины и отбор из добывающих скважин продукции - высоковязкой и тяжелой нефти, отличающийся тем, что горизонтальные добывающие скважины бурят в одном интервале из одного основного горизонтального ствола, а горизонтальные нагнетательные скважины бурят из другого основного горизонтального ствола навстречу добывающим скважинам, чередуя с ними в том же интервале, при этом при обводнении в процессе разработки продукции, добываемой из основного ствола добывающих скважин, добычу продукции и закачку теплоносителя прекращают и производят исследования продукции из каждой добывающей скважины с определением добывающей скважины с наиболее обводнившейся продукцией, после чего находившиеся рядом с этой скважиной нагнетательные скважины изолируют от их основного ствола и добычу продукции и закачку теплоносителя производят в обычном режиме, при вторичном обводнении продукции из той же горизонтальной добывающей скважины ее отключают от основного ствола, при обводнении в процессе разработки продукции, добываемой из основного ствола добывающих скважин, операции с другими добывающими и нагнетательными скважинами производят аналогично.
