Способ разработки месторождения высоковязкой и битумной нефти
METHOD FOR DEVELOPING HIGH-VISCOSITY AND BITUMINOUS OIL DEPOSITS

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения высоковязкой и битумной нефти.
Известен способ эксплуатации двухустьевой горизонтальной скважины (патент RU № 2159317, МПК Е 21 В 43/20, опубл. 20.11.2000 г.), включающий вскрытие продуктивного пласта, насыщенного высоковязкой нефтью или битумом, горизонтальным стволом и его крепление обсадной эксплуатационной колонной, оборудование устья, перфорацию и освоение скважины. После установки оборудования для отбора углеводородов на втором устье скважину осваивают и начинают добычу из устьев и при приближении контура заводнения к месту установки пакера внутритрубное пространство эксплуатационной колонны в интервале установки пакера перекрывают, например, полимерным тампоном, и устье, расположенное на стороне, противоположной направлению перемещения контура заводнения, используют для нагнетания жидкого или газообразного агента для поддержания пластового давления, а противоположное устье - для добычи углеводородов
Известный способ обладает низкой эффективностью подъема вязких нефтей или битумов, так как характеризуется дискретным режимом подъема продукции, что связано с использованием естественной энергии пласта.
Также известен способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума (патент RU № 2246001, МПК Е 21 В 43/24, опубл. 10.02.2005 г.), включающий бурение двухустьевой горизонтальной скважины, крепление ее эксплуатационной колонной, протаскиваемой с одного устья по стволу к другому совместно с пакерами для установки последних в кровле продуктивного пласта, подъем и подачу нефти в выкидную линию на одном из устьев скважины. Устьевые участки эксплуатационной колонны соединяют между собой наземным участком в виде дугообразного трубопровода с идентичным внутренним диаметром с образованием замкнутого канала, упомянутый наземный участок которого закрепляют на опорной раме приводного узла. Для этого в эксплуатационной колонне размещают дополнительную колонну, выполняющую функцию насосно-компрессорной трубы в подземной части и имеющую перфорационные каналы для сообщения с продуктивным пластом. В полости дополнительной колонны на равноудаленных расстояниях друг от друга устанавливают систему цилиндрических элементов, соединенных между собой посредством силовых тяг с формированием замкнутой тяговой системы. Участки подземной части колонны насосно-компрессорных труб от устьев скважины до границ перфорационного участка эксплуатационной колонны совместно с упомянутыми цилиндрическими элементами образуют поршневые насосные пары. В процессе эксплуатации осуществляют принудительное перемещение системы цилиндрических элементов с помощью приводного узла с непрерывным последовательным вытеснением нефти из колонны насосно-компрессорных труб посредством упомянутых выше поршневых насосных пар).
Известный способ не позволяет разрабатывать залежь с высокой нефтеотдачей вследствие малого поступления высоковязких пластовых флюидов в скважину.
Наиболее близким является способ разработки нефтебитумной залежи (патент RU № 2287677, МПК Е 21 В 43/24, опубл. 20.11.2006 г.), включающий строительство горизонтальных двухустьевых добывающей скважины и располагаемой выше и параллельно добывающей нагнетательной скважины, создание проницаемой зоны между скважинами за счет нагнетания водяного пара в обе скважины, после создания проницаемой зоны подают пар только в нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину, а по добывающей двухустьевой горизонтальной скважине отбирают продукцию, 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, а продукцию отбирают по добывающей двухустьевой горизонтальной скважине до полной выработки продуктивного пласта.
Недостатками данного способа являются высокие материальные и энергетические затраты на строительство двухустьевых горизонтальных скважин, связанные с необходимостью добуривания, обсаживания, цементирования и обустройства второго устья. Также в известном способе не указан диапазон степени сухости пара, в связи с чем достаточно сложно осуществить способ и достичь необходимого темпа прогрева и, как следствие, нефтеизвлечения.
Техническими задачами являются повышение эффективности разработки парных горизонтальных скважин за счет сокращения удельных затрат на выработку пара, поддержания темпа прогрева скважин, поддержания безаварийной работы скважин парогравитационным методом.
Технические задачи решаются способом разработки месторождения высоковязкой и битумной нефти, включающим строительство горизонтальных добывающей скважины и нагнетательной скважины, располагаемой выше и параллельно добывающей, создание проницаемой зоны между скважинами за счет нагнетания теплоносителя - пара в обе скважины, закачку пара в нагнетательную скважину, отбор продукции из добывающей скважины.
Новым является то, что отслеживают изменения температуры и давления на приеме глубинного насоса, при достижении на приеме глубинного насоса давления 0,1 МПа и температуры 118°С и выше, или давления 0,2 МПа и температуры 131°С и выше, или давления 0,3 МПа и температуры 141°С и выше, или давления 0,4 МПа и температуры 149°С и выше, или давления 0,5 МПа и температуры 156°С и выше сухость закачиваемого пара снижают до 80-89 %, при достижении на приеме глубинного насоса давления 0,1 МПа и температуры 107°С и ниже, или давления 0,2 МПа и температуры 120°С и ниже, или давления 0,3 МПа и температуры 130°С и ниже, или давления 0,4 МПа и температуры 138°С и ниже, или давления 0,5 МПа и температуры 145°С и ниже сухость закачиваемого пара увеличивают до 95-97 %.
Способ разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть, осуществляют в следующей последовательности.
На месторождении высоковязкой нефти бурят пары горизонтальных скважин, а именно горизонтальных добывающих скважины и располагаемых выше и параллельно добывающим нагнетательные скважины. Добывающие скважины оснащают средствами контроля температуры и давления.
Создают проницаемую зону между нагнетательной горизонтальной скважиной и добывающей горизонтальной скважиной за счет нагнетания теплоносителя - пара в обе скважины по колонне насосно-компрессорных труб с входного и выходного участков. Пар по трещинам поступает в зону между скважинами. Происходит ускоренный прогрев пласта. После снятия давления трещины смыкаются, охват пласта теплом увеличивается. После создания проницаемой зоны теплоноситель закачивают только в нагнетательную скважину.
Отслеживают изменения термобарических условий - изменения температуры и давления на приеме глубинного насоса. При достижении критических значений верхней (при повышении температуры) и нижней (при снижении температуры) границ температур на приеме глубинного насоса при определенных значениях давления изменяют сухость пара. Критические значения верхней и нижней границы температур определены исходя из допустимых значений верхней границы температуры на приеме глубинного насоса - Т1 и нижней границы температуры - Т2 на приеме глубинного насоса (см. таблицу).
При достижении на приеме глубинного насоса давления 0,1 МПа и температуры 118°С и выше, или давления 0,2 МПа и температуры 131°С и выше, или давления 0,3 МПа и температуры 141°С и выше, или давления 0,4 МПа и температуры 149°С и выше, или давления 0,5 МПа и температуры 156°С и выше сухость закачиваемого пара снижают до 80-89 %.
При достижении на приеме глубинного насоса давления 0,1 МПа и температуры 107°С и ниже, или давления 0,2 МПа и температуры 120°С и ниже, или давления 0,3 МПа и температуры 130°С и ниже, или давления 0,4 МПа и температуры 138°С и ниже, или давления 0,5 МПа и температуры 145°С и ниже сухость закачиваемого пара увеличивают до 95-97 %.
Таблица. Интервалы верхней и нижней границ температур на приеме глубинного насоса.
Р - давление на приеме глубинного насоса, МПа
Т1 - верхняя граница температуры на приеме глубинного насоса, °C
Т2 - нижняя граница температуры на приеме глубинного насоса, °C
0,1
120,23
105,23
0,2
133,54
118,54
0,3
143,62
128,62
0,4
151,84
136,84
0,5
158,84
143,84
Повышение температуры на приеме глубинного насоса и приближение ее к верхней границе температуры на приеме глубинного насоса указывает на то, что граница паровой камеры приближается к добывающей скважине, что, в свою очередь, приводит к выходу из строя насоса, прорыву пара и непроизводительной потере тепла. Поэтому сухость закачиваемого пара снижают до 80-89 % (например, со степени сухости пара 95-97 % снижают до значения 80-89 %). Снижение температуры на приеме глубинного насоса и приближение ее к нижней границе температуры на приеме глубинного насоса указывает на то, что граница паровой камеры отдаляется от добывающей скважины, приближаясь к нагнетательной скважине, что, в свою очередь, приводит к обводнению скважины, конденсации паровой камеры и снижению добычи нефти сухость закачиваемого пара увеличивают до 95-97 % (например, со степени сухости пара 80-89 % увеличивают до значения 95-97 %).
Примеры практического применения.
Пример 1.
На Ашальчинском месторождении залежей битума, находящемся на глубине 90 м, расположены неоднородные пласты 4 толщиной 20-30 м, пластовой температурой 8°С, давлением 0,5 МПа, нефтенасыщенностью 0,7 д. ед., пористостью 30%, проницаемостью 2,65 мкм2, плотностью битума в пластовых условиях 960 кг/м3, вязкостью 22000 Па, произвели бурение по рядной сетке паронагнетательных горизонтальных скважин и расположенной ниже добывающих скважин, оснастили добывающие скважины средствами контроля температуры и давления. На начальном этапе создали проницаемую зону между скважинами путем нагнетания теплоносителя, пара сухостью 95 % в обе скважины в объеме 80 т/сут на протяжении 2 месяцев, причем после создания проницаемой зоны закачивали пар только в нагнетательную скважину в объеме 80 т/сут, а из добывающей скважины производили отбор продукции. После эксплуатации скважины на протяжении 8 месяцев термобарические условия на приеме насоса достигли 131°С при давлении 0,2 МПа, что указывало приближение границы паровой камеры к добывающей скважине. Для уменьшения температуры в паровой камере и поддержания уровней добычи жидкости и нефти, сухость закачиваемого пара уменьшили с 95 % до 80 %. Данные мероприятия позволили избежать выход из строя глубинного насоса, прорыв пара и непроизводительную потерю тепла, а также избежать потери в добыче жидкости и нефти на 20%.
Пример 2.
На Ашальчинском месторождении залежей битума, находящемся на глубине 90 м, расположены неоднородные пласты 4 толщиной 20-30 м, пластовой температурой 8°С, давлением 0,5 МПа, нефтенасыщенностью 0,7 д. ед., пористостью 30%, проницаемостью 2,65 мкм2, плотностью битума в пластовых условиях 960 кг/м3, вязкостью 22000 мПа, произвели бурение по рядной сетке паронагнетательных горизонтальных скважин и расположенной ниже добывающих скважин, оснастили добывающие скважины средствами контроля температуры и давления. На начальном этапе создали проницаемую зону между скважинами путем нагнетания теплоносителя, пара сухостью 96% в обе скважины в объеме 80 т/сут на протяжении 2 месяцев, причем после создания проницаемой зоны закачивали пар только в нагнетательную скважину в объеме 80 т/сут, а из добывающей скважины производили отбор продукции. После эксплуатации скважины на протяжении 8 месяцев термобарические условия на приеме насоса достигли 118°С при давлении 0,1 МПа, указывающую на то, что граница паровой камеры приближается к добывающей скважине. Для уменьшения температуры в паровой камере и поддержания уровней добычи жидкости и нефти, сухость закачиваемого пара уменьшили с 96 % до 85 %. Данные мероприятия позволили избежать выход из строя глубинного насоса, прорыв пара и непроизводительную потерю тепла, а также избежать потери в добыче жидкости и нефти на 15 %.
Пример 3.
На Ашальчинском месторождении залежей битума, находящемся на глубине 90 м, расположены неоднородные пласты 4 толщиной 20-30 м, пластовой температурой 8°С, давлением 0,5 МПа, нефтенасыщенностью 0,7 д. ед., пористостью 30%, проницаемостью 2,65 мкм2, плотностью битума в пластовых условиях 960 кг/м3, вязкостью 22000 мПа, произвели бурение по рядной сетке паронагнетательных горизонтальных скважин и расположенной ниже добывающих скважин, оснастили добывающие скважины средствами контроля температуры и давления. На начальном этапе создали проницаемую зону между скважинами путем нагнетания теплоносителя, пара сухостью 97% в обе скважины в объеме 80 т/сут на протяжении 2 месяцев, причем после создания проницаемой зоны закачивали пар только в нагнетательную скважину в объеме 80 т/сут, а из добывающей скважины производили отбор продукции. После эксплуатации скважины на протяжении 8 месяцев термобарические условия на приеме насоса достигли 119°С при давлении 0,1 МПа, указывающую на то, что граница паровой камеры приближается к добывающей скважине. Для уменьшения температуры в паровой камере, сухость закачиваемого пара уменьшили с 97 % до 89 %. Далее после эксплуатации последующих 6 месяцев термобарические условия на приеме насоса достигли 106°С при давлении 0,1 МПа, указывающую на то, что граница паровой камеры отдаляется от добывающей скважины. При этом обводненность продукции выросла до 98 %. Для уменьшения обводненности добываемой жидкости, сухость закачиваемого пара увеличили с 89 % до 95 %. Данное мероприятие позволило увеличить дебит нефти на 30 %.
Пример 4.
На Ашальчинском месторождении залежей битума, находящемся на глубине 90 м, расположены неоднородные пласты 4 толщиной 20-30 м, пластовой температурой 8°С, давлением 0,5 МПа, нефтенасыщенностью 0,7 д. ед., пористостью 30%, проницаемостью 2,65 мкм2, плотностью битума в пластовых условиях 960 кг/м3, вязкостью 22000 мПа, произвели бурение по рядной сетке паронагнетательных горизонтальных скважин и расположенной ниже добывающих скважин, оснастили добывающие скважины средствами контроля температуры и давления. На начальном этапе создали проницаемую зону между скважинами путем нагнетания теплоносителя, пара сухостью 97% в обе скважины в объеме 80 т/сут на протяжении 2 месяцев, причем после создания проницаемой зоны закачивали пар только в нагнетательную скважину в объеме 80 т/сут, а из добывающей скважины производили отбор продукции. После эксплуатации скважины на протяжении 8 месяцев термобарические условия на приеме насоса достигли 142°С при давлении 0,3 МПа, указывающую на то, что граница паровой камеры приближается к добывающей скважине. Для уменьшения температуры в паровой камере, сухость закачиваемого пара уменьшили с 97 % до 85 %. Далее после эксплуатации последующих 6 месяцев термобарические условия на приеме насоса достигли 130°С при давлении 0,3 МПа, указывающую на то, что граница паровой камеры отдаляется от добывающей скважины. При этом обводненность продукции выросла до 98 %. Для уменьшения обводненности добываемой жидкости, сухость закачиваемого пара увеличили с 85 % до 97 %. Данное мероприятие позволило увеличить дебит нефти на 18 %.
Предлагаемый способ разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть, позволяет повысить эффективность разработки парных горизонтальных скважин за счет поддержания темпа прогрева скважин, сокращения удельных затрат на выработку пара, поддержания безаварийной работы скважин парогравитационным методом.