СПОСОБ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ЖИДКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ ИЗ ПОДЗЕМНОГО ПЛАСТА (ВАРИАНТЫ)
METHOD OF EXTRACTION OF LIQUID HYDROCARBONS FROM UNDERGROUND FORMATION (VERSIONS)

ОБЛАСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Изобретение относится к способу добычи нефти из подземного нефтеносного пласта с улучшенной производительностью на основе процесса возбуждения внутрипластового горения «от носка к пятке» с применением горизонтальной нефтяной скважины, как описано в Патентах США №№5626191 и 6412557. Более конкретно, оно относится к процессу внутрипластового горения нефти, при котором в конечную точку («носок») вертикально-горизонтальной пары скважин, приспособленных для процесса внутрипластового горения, закачивают разбавитель, более конкретно, углеводородный конденсат.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Патенты США 5626191 и 6412557, включенные в описание в качестве ссылки, раскрывают процесс внутрипластового горения, предназначенный для добычи нефти из подземного пласта (100) с применением нагнетательной скважины (102), расположенной в относительно высокой точке нефтяного пласта (100), и добывающей скважины (103-106), заканчивающейся в относительно низкой точке пласта (100). Добывающая скважина имеет горизонтальный участок (107), обычно ориентированный перпендикулярно обычно линейному вертикальному фронту горения, распространяющемуся из нагнетательной скважины (102) в боковом направлении. Горизонтальный участок (107) расположен на пути распространяющегося фронта горения. Воздух либо другой газ-окислитель, например обогащенный кислородом воздух, закачивают в скважины 102, которые могут представлять собой вертикальные скважины, горизонтальные скважины либо сочетание таких скважин.
Способ, раскрытый в патенте США 5626191, назван THAI™, что является аббревиатурой словосочетания «toe-to-heel air injection» («нагнетание воздуха от носка к пятке»), а метод по патенту США 6412557 носит название Capri™, владельцами товарного знака являются компании Archon Technologies Ltd., дочерняя компания Petrobank Energy и компания Resources Ltd., Калгари, Альберта, Канада.
Существует потребность в способе или способах повышения производительности при добыче нефти из подземного пласта методом внутрипластового горения «от носка к пятке» с применением горизонтальной добывающей скважины.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Изобретение относится к закачке разбавителя в форме углеводородного конденсата по насосно-компрессорной трубе в конечную точку (носок) в процессе внутрипластового горения «от носка к пятке» с применением горизонтальной добывающей скважины, что повышает продуктивность скважины и приводит к продолжительному экономическому эффекту по сравнению с процессами THAI и CAPRI, применяемыми в настоящее время.
Углеводородный конденсат обычно представляет собой жидкую углеводородную фазу с низкой плотностью и высокой величиной плотности в градусах API, которая обычно добывается вместе с природным газом. Ее существование в жидкой фазе определяется пластовыми температурой и давлением, которые позволяют конденсацию жидкости из газовой фазы.
Добыча конденсата из пласта может быть затруднена вследствие чувствительности конденсата к давлению в некоторых случаях. В частности, в процессе добычи имеется риск превращения конденсата из газа в жидкость, если пластовое давление (и, следовательно, температура) опускается в ходе добычи ниже точки росы. Пластовое давление (и, следовательно, температуру) можно поддерживать на постоянном уровне путем закачки жидкости в случае, если добыча газа более предпочтительна, чем добыча жидкости. Газ, выходящий из скважины в смеси с конденсатом, называется жирным. Плотность конденсата в градусах API обычно варьирует от 50 до 120 градусов.
Положительный эффект от закачки углеводородного конденсата с высокой плотностью в градусах API (более 40) в насосно-компрессорную трубу в способах извлечения углеводородов THAI™ и CAPRI™ состоит в том, что при этом уже не требуется парогенератор или установка для очистки воды, которые обычно нужны при осуществлении методов извлечения углеводородов THAI™ и CAPRI™. Это приводит к значительному сокращению расходов, причем не только за счет устранения затрат на необходимый отвод части добытых углеводородов для получения перегретого пара, но также за счет наличия оборудования для производства пара и для ограничения выбросов в окружающую среду. Технологические издержки не увеличиваются, так как разбавитель в жидком виде приобретается в любом случае, и в способах, известных из уровня техники и включающих способы THAI и CAPRI, он обычно смешивается на поверхности с извлеченными из скважины углеводородами с целью более эффективного перекачивания углеводородов в складские резервуары или на НПЗ.
Разбавитель растворяется в жидкой нефти в горизонтальном стволе скважины и снижает ее вязкость, что приводит к уменьшению перепада давления в горизонтальной скважине. При этом снижается также плотность нефти, что способствует ее подъему на поверхность по механизму газлифта.
Добавление разбавителя в виде углеводородного конденсата, предпочтительно жидкости, по насосно-компрессорной трубе в конечную точку горизонтальной добывающей скважины в ходе извлечения углеводородов с помощью процесса внутрипластового горения «от носка к пятке» может осуществляться в сочетании со способом закачки водяного пара, воды либо газа-окислителя, раскрытым в заявке на патент №60/577,779, поданной 7 июня 2004 г. и/или в международной заявке РСТ/СА 2005/000883, поданной 6 июня 2005 г., каждая из которых включена в данный документ в качестве ссылки.
В соответствии с одним из вариантов осуществления способа данного изобретения оно представляет собой способ извлечения жидких углеводородов из подземного пласта, включающий:
(a) обеспечение по крайней мере одной нагнетательной скважины для закачки газа-окислителя в подземный пласт;
(b) обеспечение по крайней мере одной добывающей скважины, имеющей в основном горизонтальный участок и связанную с ним в основном вертикальную добывающую скважину, причем в основном горизонтальный участок простирается к нагнетательной скважине, при этом начальная точка горизонтального участка находится вблизи соединения с вертикальной добывающей скважиной, а конечная точка находится на противоположном краю горизонтального участка, при этом конечная точка находится ближе к нагнетательной скважине, чем начальная точка;
(c) закачку газа-окислителя через нагнетательную скважину для проведения внутрипластового горения с образованием газообразных продуктов горения таким образом, что газообразные продукты горения постоянно распространяются в виде фронта, в основном перпендикулярного горизонтальному участку, в направлении от конечной точки к начальной точке горизонтального участка, а флюиды стекают в горизонтальный участок;
(d) обеспечение насосно-компрессорной трубы в добывающей скважине внутри указанной вертикальной секции и хотя бы части горизонтального участка для нагнетания углеводородного конденсата в горизонтальный участок добывающей скважины вблизи фронта горения, возникающего на расстоянии по горизонтали вдоль горизонтального участка добывающей скважины;
(e) закачку углеводородного конденсата в насосно-компрессорную трубу таким образом, что конденсат перемещается близко к конечной точке горизонтального участка по насосно-компрессорной трубе; и
(f) извлечение углеводородов из добывающей скважины на ее горизонтальном участке.
В еще одном варианте осуществления данное изобретение представляет собой способ извлечения жидких углеводородов из подземного пласта, включающий следующие шаги:
(a) обеспечение по крайней мере одной нагнетательной скважины для закачки газа-окислителя в верхнюю часть подземного пласта;
(b) приспособление по крайней мере одной нагнетательной скважины для закачки пара, неокисляющего газа или воды, которая затем нагревается, превращаясь в пар, в нижнюю часть подземного пласта;
(c) обеспечение по крайней мере одной добывающей скважины, имеющей в основном горизонтальный участок и связанную с ним в основном вертикальную добывающую скважину, причем в основном горизонтальный участок простирается к нагнетательной скважине, при этом начальная точка горизонтального участка находится вблизи соединения с вертикальной добывающей скважиной, а конечная точка - на противоположном краю горизонтального участка, при этом конечная точка находится ближе к нагнетательной скважине, чем начальная точка;
(d) закачку газа-окислителя через нагнетательную скважину для проведения внутрипластового горения с образованием газообразных продуктов горения таким образом, что газообразные продукты горения постоянно распространяются в виде фронта, в основном перпендикулярного горизонтальному участку, в направлении от конечной точки к начальной точке горизонтального участка, а флюиды стекают в горизонтальный участок;
(e) закачку углеводородного конденсата-разбавителя в нагнетательную скважину и
(f) извлечение углеводородов из добывающей скважины на ее горизонтальном участке.
В еще одном варианте осуществления данное изобретение представляет собой способ извлечения жидких углеводородов из подземного пласта, включающий следующие шаги:
(a) обеспечение по крайней мере одной нагнетательной скважины для закачки газа-окислителя в верхнюю часть подземного пласта;
(b) обеспечение по крайней мере одной нагнетательной скважины для подачи углеводородного конденсата в нижнюю часть подземного пласта;
(c) обеспечение по крайней мере одной добывающей скважины, имеющей в основном горизонтальный участок и связанную с ним в основном вертикальную добывающую скважину, причем в основном горизонтальный участок простирается к нагнетательной скважине, при этом начальная точка горизонтального участка находится вблизи соединения с вертикальной добывающей скважиной, а конечная точка находится на противоположном краю горизонтального участка, при этом конечная точка находится ближе к нагнетательной скважине для закачки газа окислителя, чем начальная точка;
(d) закачку газа-окислителя через нагнетательную скважину для проведения внутрипластового горения с образованием газообразных продуктов горения таким образом, что газообразные продукты горения постоянно распространяются в виде фронта, в основном перпендикулярного горизонтальному участку, в направлении от конечной точки к начальной точке горизонтального участка, а флюиды стекают в горизонтальный участок;
(e) закачку углеводородного конденсата в еще одну нагнетательную скважину и насосно-компрессорную трубу и
(f) извлечение углеводородов из добывающей скважины на ее горизонтальном участке. В еще одном варианте данное изобретение представляет собой способ извлечения жидких углеводородов из подземного пласта, включающий следующие шаги:
(a) обеспечение по крайней мере одной нагнетательной скважины для закачки газа-окислителя в верхнюю часть подземного пласта;
(b) приспособление по крайней мере одной нагнетательной скважины для закачки пара, неокисляющего газа или воды, которая затем нагревается, превращаясь в пар, в нижнюю часть подземного пласта;
(c) обеспечение по крайней мере одной добывающей скважины, имеющей в основном горизонтальный участок и связанную с ним в основном вертикальную добывающую скважину, причем в основном горизонтальный участок простирается к нагнетательной скважине, при этом начальная точка горизонтального участка находится вблизи соединения с вертикальной добывающей скважиной, а конечная точка находится на противоположном краю горизонтального участка, при этом конечная точка находится ближе к нагнетательной скважине, чем начальная точка;
(d) обеспечение насосно-компрессорной трубы в добывающей скважине, внутри вертикального участка и хотя бы части горизонтального участка для нагнетания углеводородного конденсата в горизонтальный участок добывающей скважины;
(e) закачку газа-окислителя через нагнетательную скважину для проведения внутрипластового горения с образованием газообразных продуктов горения таким образом, что газообразные продукты горения постоянно продвигаются в виде фронта, в основном перпендикулярного горизонтальному участку, в направлении от конечной точки к начальной точке горизонтального участка, а флюиды поступают в горизонтальный участок;
(f) закачку углеводородного конденсата в нагнетательную скважину и насосно-компрессорную трубу и
(g) извлечение углеводородов из добывающей скважины на ее горизонтальном участке.
В еще одном варианте данное изобретение представляет собой способ извлечения жидких углеводородов из подземного пласта, включающий следующие шаги:
(а) обеспечение по крайней мере одной нагнетательной скважины для закачки газа-окислителя в верхнюю часть подземного пласта;
(b) обеспечение по крайней мере еще одной нагнетательной скважины для закачки водяного пара, неокисляющего газа или воды, которая затем нагревается, превращаясь в пар, в нижнюю часть подземного пласта;
(c) обеспечение по крайней мере одной добывающей скважины, имеющей в основном горизонтальный участок и связанную с ним в основном вертикальную добывающую скважину, причем в основном горизонтальный участок продолжен к нагнетательной скважине, при этом начальная точка горизонтального участка находится вблизи соединения с вертикальной добывающей скважиной, а конечная точка находится на противоположном краю горизонтального участка, при этом конечная точка находится ближе к нагнетательной скважине, чем начальная точка:
(d) обеспечение насосно-компрессорной трубы в добывающей скважине внутри вертикального участка и хотя бы части горизонтального участка для нагнетания углеводородного конденсата в горизонтальный участок добывающей скважины;
(e) закачку газа-окислителя через нагнетательную скважину для проведения внутрипластового горения с образованием газообразных продуктов горения таким образом, что газообразные продукты горения постоянно продвигаются в виде фронта, в основном перпендикулярного горизонтальному участку, в направлении от конечной точки к начальной точке горизонтального участка, а флюиды поступают в горизонтальный участок;
(f) закачку углеводородного конденсата в еще одну нагнетательную скважину и насосно-компрессорную трубу и
(g) извлечение углеводородов из добывающей скважины на ее горизонтальном участке.
Предусмотренный углеводородный конденсат предпочтительно представляет собой конденсат, выбранный из группы, включающей этан, бутаны, пентаны, гептаны, гексаны, октаны и высшие углеводороды либо их смеси, он может представлять собой продукт экстракции паром VAPEX.
Нагнетательная скважина может быть вертикальной, наклонной или горизонтальной скважиной.
Стадия закачки универсального конденсата предполагает его закачку непрерывно или периодически при температуре и давлении, при которых конденсат существует в виде жидкости или газа. Его можно закачивать в сочетании со средой, выбранной из группы сред, включающей водяной пар, воду, неокисляющий газ либо их смесь.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Фиг.1 представляет собой схему процесса внутрипластового горения THAI™ со следующими обозначениями:
пункт А - верхний уровень пласта, содержащего тяжелую нефть или битум, а В представляет собой нижний уровень такого пласта/породы-коллектора. С - вертикальная скважина, D показывает место закачки газа-окислителя, например, воздуха.
Е - общее расположение места ввода водяного пара или неокисляющего газа в пласт. Это входит в предмет данного изобретения.
F - частично перфорированная обсадная колонна горизонтальной скважины. Флюиды попадают в колонну и обычно поднимаются на поверхность под действием естественного газлифта через другую насосно-компрессорную трубу, расположенную у начальной точки горизонтальной скважины (не показана).
G - насосно-компрессорная труба, расположенная внутри горизонтального участка. Открытый конец насосно-компрессорной трубы может находиться вблизи конца обсадной трубы, как показано, либо в другом месте. Насосно-компрессорная труба может представлять собой гибкую НКТ, которую можно легко перемещать внутри обсадной трубы. Это входит в предмет данного изобретения.
Элементы Е и G являются элементами данного изобретения, закачка водяного пара или неокисляющего газа может осуществляться в точке Е и/или G. Е может принадлежать отдельной скважине либо может принадлежать той же скважине, в которую закачивается газ-окислитель. Данные нагнетательные скважины могут быть вертикальными, наклонными или горизонтальными либо иными, каждая из них может обслуживать несколько горизонтальных скважин.
Например, при использовании массива параллельных горизонтальных участков, как описано в патенте США 5626191 и 6412557, пар, воду или неокисляющий газ можно закачивать в любой точке между горизонтальными участками в непосредственной близости от конечных точек горизонтальных участков.
Фиг.2 - схематическая диаграмма модельного пласта, выполненная без соблюдения масштаба. Показан только «элемент симметрии». Полное расстояние между горизонтальными участками составляет 50 м, но для компьютерной программы STARS™ достаточно определить только половину продуктивного пласта, что экономит компьютерное время. Общие размеры элемента симметрии составляют:
длина А-Е - 250 м; ширина A-F - 25 м; высота F-G - 20 м.
Положения скважин приведены ниже:
Нагнетательная скважина для газа-окислителя J располагается у В в первой ячейке сетки на расстоянии 50 метров (А-В) от угла А. Конечная точка горизонтальной скважины K находится в первой ячейке между точками А и F на расстоянии 15 м (В-С) по длине пласта от нагнетательной скважины J. Начальная точка горизонтальной скважины K находится у D на расстоянии 50 м от угла пласта Е. Горизонтальный участок горизонтальной скважины K составляет в длину 135 м (C-D) и расположен на 2.5 м выше подошвы пласта (А-Е) в третьей ячейке сетки.
Нагнетательная скважина J перфорирована в двух местах. Перфорация в точке Н предназначена для закачки газа-окислителя, а в точке I - для закачки водяного пара или неокисляющего газа. Горизонтальный участок (C-D) перфорирован на 50%, насосно-компрессорная труба в нем имеет открытый конец вблизи его конечной точки (не показано, см. Фиг.1).
2
Фиг.3 - график зависимости дебита нефти от скорости поступления СО из скважины, чертеж иллюстрирует пример 7, приведенный ниже.
ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНОГО ВАРИАНТА ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Реализация метода THAI™ описана в патентах США 5626191 и 6412557 и кратко рассматривается ниже. Газ-окислитель, обычно воздух, кислород либо воздух, обогащенный кислородом, закачивают в верхнюю часть пласта. Отложившийся ранее кокс потребляет кислород, вследствие чего с нефтью перед зоной кокса контактируют газы, не содержащие кислорода. Температура газообразных продуктов горения составляет обычно 600°С, но может достигать и 1000°С в случае высокотемпературного окисления горючего кокса. В зоне подвижной нефти (ЗПН) эти горячие газы и водяной пар нагревают нефть до температуры выше 400°С с частичным крекингом и переходом некоторых компонентов в парообразное состояние, что в целом сильно снижает вязкость. Наиболее тяжелые компоненты нефти, такие как асфальтены, остаются в породе. Позднее, когда туда придет фронт горения, они будут выполнять роль горючего кокса. В ЗПН газы и нефть стекают вниз в горизонтальную скважину под действием силы тяжести и падения давления в скважине. Зона кокса и ЗПН перемещаются в боковом направлении - от конечной точки к начальной точке горизонтальной скважины. Область за фронтом горения обозначается как сгоревшая зона. Перед ЗПН находится холодная нефть.
С продвижением фронта горения сгоревшая зона пласта обедняется жидкостями (нефть, вода) и заполняется газом-окислителем. Для части горизонтальной скважины напротив сгоревшей зоны существует риск попадания кислорода, что приведет к горению нефти в стволе скважины, развитию там чрезвычайно высоких температур, что может повредить стальную обсадную колонну и особенно сетчатые фильтры, которые пропускают в скважину флюиды, но задерживают песок. При повреждении сетчатых фильтров песок из рыхлого пласта будет попадать в ствол скважины, что приведет к необходимости закрытия скважины для очистки и установки цементных пробок. Данная операция весьма трудоемка и рискованна, так как в стволе скважины могут содержаться нефть и кислород во взрывоопасной концентрации.
Для количественного расчета эффекта от закачки жидкости в горизонтальный ствол скважины проведено компьютерное численное моделирование процесса. Водяной пар закачивали с различной скоростью в горизонтальную скважину двумя методами: 1. по насосно-компрессорной трубе, расположенной внутри горизонтальной скважины, и 2. по отдельной скважине, доходящей почти до подошвы пласта вблизи конечной точки горизонтальной скважины. Оба указанных метода снижали риск попадания кислорода в ствол скважины, а также неожиданно привели к другим положительным результатам - повышению коэффициента нефтеотдачи и уменьшению отложений кокса в стволе скважины. В результате появилась возможность повысить скорость подачи газа-окислителя, сохранив при этом техническую безопасность процесса.
Было обнаружено, что оба метода подачи пара в пласт обеспечивают преимущества в отношении безопасности процесса THAI™, снижая вероятность попадания кислорода в горизонтальный ствол скважины. Это также позволяет повысить скорость закачки газа-окислителя в пласт и повышает нефтеотдачу.
Для оценки последствий снижения давления в горизонтальном стволе скважины при нагнетании пара или неокисляющего газа проведено обширное компьютерное моделирование процесса THAI™ с помощью пакета программ для моделирования внутрипластового горения STARS™, предоставленного Группой компьютерного моделирования, Калгари, Альберта, Канада.
Табл. 4. Параметры моделирования
Моделирующая программа: STARS™ 2003.13, группа компьютерного моделирования
Размер модели:
Длина 250 м, сетка 100 ячеек
Ширина 25 м, сетка 20 ячеек
Высота 20 м, сетка 20 ячеек
Размер ячейки: 25 м × 2.5 м × 1.0 м (длина-ширина-высота).
Горизонтальная добывающая скважина:
Отдельно расположенная скважина с горизонтальным участком длиной 135 м, проходящим от ячейки 26,1,3 до ячейки 80,1,3. Конечная точка находится на расстоянии 15 м от вертикальной скважины для закачки воздуха.
Вертикальная нагнетающая скважина:
Точки ввода газа-окислителя (воздуха): 20,1,1:4 (4 верхних ячейки)
3
3
3
Скорость закачки газа-окислителя: 65000 м/сут, 85000 м/сут или 100000 м/сут Точки вода пара: 20,1,19:20 (две нижних ячейки)
Характеристики породы/флюидов:
2
2
Компоненты: вода, битум, более легкий компонент, метан, СO, СО/ N, кислород, кокс
Гетерогенность: однородный песок
Проницаемость. 6.7 Д (n), 3.4 Д (v)
Пористость: 33%
Насыщение: битум 80%, вода 20%, мольная доля газа 0.114
Вязкость битума: 340000 сП при 10°С
Средняя молекулярная масса битума: 550 а.е.м.
Вязкость более легкого компонента: 664 сП при 10°С.
Средняя молекулярная масса более легкого компонента: 330 а.е.м.
Физические условия:
Температура в пласте: 20°С
Исходное давление в пласте: 2600 кПа.
Давление на забое: 4000 кПа.
Реакции:
4
1. 1.0 битум → 0.42 более легкий компонент + 1.3375 СН + 20 кокс
2
4
2
2
2. 1.0 битум + 16 O^0.05 → 12.5 вода + 5.0 СН+9.5 CO + 0.5 CO/N + 15 кокс
2
2
2
3. 1.0 кокс + 1.225 O → 0.5 вода + 0.95 CO + 0.05 CO/N
ПРИМЕРЫ
Пример 1
3
3
В табл.1а приведены результаты моделирования при скорости закачки воздуха 65000 м/сут (при стандартной температуре и давлении) в вертикальную нагнетательную скважину (Е на Фиг.1). Случай нулевого количества пара, закачанного в подошву пласта в точке I в скважину J, не входит в предмет настоящего изобретения. При расходе воздуха 65000 м/сут кислород не попадает в горизонтальный ствол скважины даже при отсутствии подачи пара, и максимальная температура в стволе не превышает величины 425°С.
3
Однако, как можно видеть из приведенных ниже данных, закачка небольшого количества пара 5 и 10 м/сут (объем эквивалентного количества воды) в точку, расположенную внизу пласта (Е на Фиг.1), обеспечивает значительное повышение коэффициента нефтеотдачи вопреки интуитивным ожиданиям. Для случая, когда закачиваемой средой является водяной пар, приведены объемы воды, эквивалентные данному количеству пара, так как иным образом сложно определить объем пара, поскольку он зависит от давления в пласте, в который пар закачивается. Разумеется, если в пласт закачивают воду, которая превращается в пар в процессе продвижения к пласту, то количество генерируемого пара равно приведенному ниже эквивалентному количеству воды, объем пара имеет порядок 1000х (в зависимости от давления) по отношению к объему воды.
Табл. 1а
РАСХОД ВОЗДУХА 65000 м<sup>3</sup>/сут. Закачка пара в основание пласта
скорость подачи пара м<sup>3</sup>/сут
макс.температура в скважине
макс.кол-во кокса в стволе скважины
макс.кол-во кислорода в стволе скважины
коэффициент извлечения битума
средний дебит нефти
(экв. кол-во воды)
°С
%
%
% начальных запасов
м<sup>3</sup>/сут
0
410
90
0
35.1
28.3
5
407
79
0
38.0
29.0
10
380
76
0
43.1
29.8
* Не входит в предмет данного изобретения.
Пример 2
3
В табл.1b приведены результаты закачки пара в горизонтальную скважину по внутрискважинной насосно-компрессорной трубе G, расположенной недалеко от конечной точки, при одновременной закачке воздуха со скоростью 65000 м/сут (при стандартных температуре и давлении) в верхнюю часть пласта. Максимальная температура в стволе скважины снизилась пропорционально количеству закачанного пара, а коэффициент нефтеотдачи повысился по сравнению с базовым вариантом нулевого количества пара. Помимо этого с увеличением количества закачанного пара снижается максимальная объемная доля отложений кокса в стволе скважины. Это также положительный эффект, так как при этом снижается перепад давления в стволе скважины, что облегчает протекание флюидов по сравнению с вариантом без закачки пара у конечной точки горизонтальной скважины.
Табл. 1b
РАСХОД ВОЗДУХА 65000 м<sup>3</sup>/сут. Закачка пара по насосно-компрессорной трубе
скорость подачи пара м<sup>3</sup>/сут
макс.температура в скважине
макс.кол-во кокса в стволе скважины
макс.кол-во кислорода в стволе скважины
коэффициент извлечения битума
средний дебит нефти
(экв. кол-во воды)
°С
%
%
% начальных запасов
м<sup>3</sup>/сут
0
410
90
0
35.1
28.6
5
366
80
0
43.4
30.0
10
360
45
0
43.4
29.8
* Не входит в предмет данного изобретения.
Пример 3
3
3
В данном примере скорость закачки воздуха была повышена до 85000 м/сут (при стандартных температуре и давлении), что привело к прорыву кислорода, как показано в табл.2а. Для базового варианта нулевого количества пара в скважине обнаружено 8.8% кислорода. Максимальная температура в стволе достигла 1074°С, а вследствие отложения кокса проницаемость ствола скважины уменьшилась на 97%. При одновременной закачке 12 м/сут (эквивалентное количество воды) пара в основание пласта через вертикальную нагнетательную скважину С (см. Фиг.1) был достигнут превосходный результат: отсутствие прорыва кислорода, приемлемое количество кокса и высокая нефтеотдача.
Табл. 2а
РАСХОД ВОЗДУХА 85000 м<sup>3</sup>/сут. Закачка пара в основание пласта*
скорость подачи пара м<sup>3</sup>/сут
макс.температура в скважине
макс.кол-во кокса в стволе скважины
макс.кол-во кислорода в стволе скважины
коэффициент извлечения битума
средний дебит нефти
(экв. кол-во воды)
°С
%
%
% начальных запасов
м<sup>3</sup>/сут
0
1074
97
8.8
5
518
80
0
12
414
43
0
36.1
33.4
* Не входит в предмет данного изобретения.
Пример 4
3
3
В табл.2b показана эффективность горения при подаче 85000 м/сут воздуха (при стандартных температуре и давлении) и одновременной закачке пара в ствол скважины по внутрискважинной насосно-компрессорной трубе G (см. Фиг.1). Снова потребовалось 10 м/сут пара (объем эквивалентного количества воды) для предотвращения прорыва кислорода и приемлемой максимальной температуры в стволе скважины.
Табл. 2b
РАСХОД ВОЗДУХА 85000 м<sup>3</sup>/сут. Закачка пара по насосно-компрессорной трубе
скорость подачи пара м<sup>3</sup>/сут
макс.температура в скважине
макс.кол-во кокса в стволе скважины
макс.кол-во кислорода в стволе скважины
коэффициент извлечения битума
средний дебит нефти
(води. эквивалент)
°С
%
%
% начальных запасов
м<sup>3</sup>/сут
0
1074
100
8.8
5
500
96
1.8
10
407
45
0
37.3
33.2
* Не входит в предмет данного изобретения.
Пример 5
3
3
3
3
Для дальнейшей проверки влияния высокой скорости подачи воздуха проведено несколько опытов при скорости подачи воздуха 100000 м/сут. Результаты, приведенные в табл.3а, показывают, что при одновременной закачке пара в основание пласта (т.е. в положении В-Е в вертикальной скважине С, см. Фиг.1) требуется 20 м/сут (эквивалентное количество воды) пара для прекращения прорыва кислорода в горизонтальный участок ствола в отличие от всего 10 м/сут пара (эквивалентное количество воды), которое требуется при скорости закачки воздуха 85000 м/сут.
Табл. 3а
РАСХОД ВОЗДУХА 100000 м<sup>3</sup>/сут. Закачка пара в основание пласта
скорость подачи пара м<sup>3</sup>/сут
макс.температура в скважине
макс.кол-во кокса в стволе скважины
макс.кол-во кислорода в стволе скважины
коэффициент извлечения битума
средний дебит нефти
(водн. эквивалент)
°С
%
%
% начальных запасов
м<sup>3</sup>/сут
0
1398
100
10.4
5
1151
100
7.2
10
1071
100
6.0
20
425
78
0
34.5
35.6
* Не входит в предмет данного изобретения.
Пример 6
3
3
В табл.3b показано воздействие закачки пара в скважину по насосно-компрессорной трубе G (см. Фиг.1) при подаче в пласт 100000 м/сут воздуха. Как и при закачке пара в основание пласта, для предотвращения попадания кислорода в горизонтальный участок ствола требуется 20 м/сут пара (эквивалентное количество воды).
Табл. 3b
РАСХОД ВОЗДУХА 100000 м<sup>3</sup>/сут. Закачка пара по насосно-компрессорной трубе
скорость подачи пара м<sup>3</sup>/сут
макс.температура в скважине
макс.кол-во кокса в стволе скважины
макс.кол-во кислорода в стволе скважины
коэффициент извлечения битума
средний дебит нефти
(води. эквивалент)
°С
%
%
% начальных запасов
м<sup>3</sup>/сут
*0
1398
100
10.4
5
997
100
6.0
10
745
100
3.8
20
425
38
0
33.9
35.6
Пример 7
3
Ниже в табл.4 приведены сравнительные данные для вариантов закачки кислорода и различных сочетаний неокисляющих газов - азота и углекислого газа - через отдельную вертикальную нагнетательную скважину в сочетании с горизонтальной добывающей скважиной процесса THAI™, через которую осуществляется добыча нефти. Данные получены с помощью пакета программ для моделирования внутрипластового горения STARS™, предоставленного Группой компьютерного моделирования, Калгари, Альберта, Канада. В данном примере использована та же компьютерная модель, что и в шести предыдущих примерах, с той только разницей, что моделируемый пласт имел ширину 100 м и длину 500 м. Во всех опытах пар поступал со скоростью 10 м/сут по насосно-компрессорной трубе, находящейся в горизонтальном участке добывающей скважины.
2
Как видно при сравнении опытов №1 и 2 в табл.4, при снижении количеств кислорода и инертного газа на 50% (см. опыт №2) нефтеотдача тем не менее остается такой же, как в опыте №1, при условии, что инертный газ представляет собой СO. Таким образом, затраты на сжатие газа в опыте №2 снижены вдвое, при этом темп добычи нефти повысился.
3
3
Как можно также видеть из табл.4, в опыте №1, где в нагнетательную скважину закачивали 17.85 мол.% кислорода и 67.15% азота, дебит нефти оценивается величиной 41 м/сут. Для сравнения то же количество кислорода - 17.85 мол.% - в сочетании с 67.15 мол.% углекислого газа (см. опыт №4) приводит к повышению дебита нефти в 3.3 раза (136 м/сут).
2
3
Далее, из табл.4 видно, что закачка равных количеств кислорода и CO (см. опыт 6) при сохранении общего объема газа 85000 м/сут (опыт. №6) привела к повышению нефтеотдачи в 2.7 раз.
2
Опыт №7 показывает положительный эффект от добавки CO к воздуху для закачивания в скважину. По сравнению с опытом №1 нефтеотдача повысилась в 1.7 раз без повышения затрат на сжатие. Преимущество данного варианта в том, что не требуется оборудование для отделения кислорода.
2
2
2
2
2
2
Обращаясь к Фиг.3, представляющему собой график зависимости дебита нефти от скорости поступления СО из скважины (иллюстрация к приведенному выше примеру 7), можно видеть, что между этими параметрами для процесса внутрипластового горения наблюдается сильная корреляция. Темп поступления СО из скважины определяется двумя источниками СО: количеством СО, закачанным в пласт, и количеством СО, образовавшимся в пласте в результате сгорания кокса, таким образом, имеется синергизм между нагнетанием СО и внутрипластовым горением даже в случае пластов с неподвижной нефтью, как в обсуждаемом случае.
ВЫВОДЫ
Для фиксированного количества закачиваемого пара среднесуточный дебит нефти повышается с увеличением скорости закачки воздуха. Этот результат не является неожиданным, так как повышается объем вытесняющего флюида. Однако удивительно, что суммарная нефтеотдача понижается при повышении скорости подачи воздуха. Это происходит в период подачи воздуха (время, за которое фронт горения достигает начальной точки горизонтальной скважины). Более того, при закачке углекислого газа в вертикальную скважину и/или горизонтальную добывающую скважину можно ожидать повышения дебита нефти.
Хотя описание изобретения иллюстрирует предпочтительные варианты его осуществления, следует иметь в виду, что изобретение не ограничивается данными вариантами осуществления. Специалисты в данной области могут представить себе много других вариантов и модификаций. Для раскрытия изобретения следует руководствоваться формулой изобретения.