СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ФЛЮИДОВ
METHOD FOR DEVELOPMENT OF HYDROCARBON FLUID DEPOSITS

Изобретение относится к области горного дела и может быть использовано для добычи углеводородных флюидов, преимущественно - высоковязких нефтей и природного битума с применением тепла, образующегося при горении углеводородов в пласте.
Известен способ разработки нефтебитумной залежи [1], включающий проводку в пласте двух горизонтальных стволов параллельно между собой, закачку пара в верхнюю нагнетательную скважину и отбор продукции из нижней добывающей скважины. Недостатком известного способа [1] является низкая эффективность и результативность процесса извлечения нефти из нефтеносного пласта породы, особенно в тонких пластах из-за больших тепловых потерь, невозможности контролировать распространение фронта вытеснения.
Известен способ извлечения жидких углеводородов из подземного пласта [2], включающий проводку в пласте одной горизонтальной добывающей скважины и одной вертикальной нагнетательной скважины, закачку пара в нагнетательную скважину и отбор продукции из нижней добывающей скважины. Недостатком известного способа [2] является низкая эффективность и результативность процесса извлечения нефти из нефтеносного пласта породы, невозможность контролировать распространение фронта теплоносителя, сложность контроля происходящих процессов на удалении от скважины, низкая скорость его (фронта теплоносителя) распространения.
Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти [3], включающий строительство добывающей горизонтальной скважины в области подошвы продуктивного пласта, нагнетательной горизонтальной скважины над добывающей горизонтальной скважиной, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукции пласта из добывающей скважины.
Недостатком известного способа [3] является неудовлетворительная эффективность (результативность) процесса извлечения нефти из нефтеносного пласта породы, обусловленная необходимостью расходования большого количества рабочего агента для закачки по всей длине горизонтальной части ствола единовременно, сложность прогнозирования подземного распространения фронта горения из-за неопределенности границ и масштабов процесса, сложность контроля процесса горения и воздействия на процесс из-за неопределяемых объемов породы одновременно в него (процесс) вовлеченных, затруднительность отбора нефти из-за непоследовательного (в хаотичной последовательности, с неопределяемым и нерегулируемым местоположением) закоксовывания горизонтального участка ствола.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности, прототипом, является способ разработки залежи углеводородных флюидов [4], включающий строительство добывающей горизонтальной скважины в области подошвы продуктивного пласта породы, нагнетательной горизонтальной скважины над добывающей горизонтальной скважиной, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукта пласта из добывающей скважины.
Недостатком известного способа [4] является осложненность доступа к удаленным частям горизонтального ствола скважины, а также невысокая скорость всего процесса прогрева пласта, ограниченность прогреваемой зоны пласта одним участком между двумя пакерами. Недостатки ограничивают объемы добычи полезного флюида.
Целью заявляемого изобретения является повышение эффективности процесса флюидоизвлечения из флюидоносного пласта (повышение флюидоотдачи пласта) породы и повышение интенсивности добычи углеводородных энергоносителей - флюидов, в том числе высоковязких нефтей и природных битумов.
Цели достигают тем, что осуществляют параллельное строительство в одинаковом направлении с двумя выходами на поверхность добывающей горизонтальной скважины в области подошвы продуктивного пласта породы и нагнетательной горизонтальной с двумя выходами на поверхность скважины над добывающей горизонтальной скважиной. Расстояние между нагнетательной и добывающей горизонтальными скважинами определяют экспериментальным путем. В нагнетательную скважину с двух устьев опускают две колонны труб с заглушенными концами и выполненными на концевых участках отверстиями для закачки рабочих агентов. Участки каждой из труб с отверстиями с двух концов ограничивают пакерами. Через трубы с отверстиями производят закачку нагретого инертного рабочего агента в продуктивный пласт, прогревают продуктивный пласт до температуры самовоспламенения внутрипластового углеводородного флюида. Производят замену инертного рабочего агента на кислородосодержащий рабочий агент, поджигают углеводородный флюид в пласте. Отслеживая и поддерживая внутрипластовое горение, прогревают пласт между скважинами, в районе горизонтального участка добывающей скважины температуру участка доводят до температуры текучести углеводородного флюида и производят отбор нагретого продукта. При этом с использованием устройства контроля температуры осуществляют контроль разогрева пласта в межскважинном и прилегающем пространстве, а поддержание пластовой температуры в необходимых рамках (обеспечивающих текучесть флюида) осуществляют путем изменения расхода подаваемого кислородосодержащего рабочего агента. После полной выработки зоны продуктивного пласта в пределах первого шага установки пакеров закачку рабочих агентов временно прекращают, передвигают трубы с отверстиями и с двумя ограничивающими пакерами в направлении устьев добывающей скважины не менее чем на длину расстояния между пакерами, пакеры приводят в рабочее состояние и продолжают отработку следующей зоны продуктивного пласта, прорабатывая весь горизонтальный участок нагнетательной скважины. Проработку пласта инициируют с участка пласта, прилегающего к центральному участку добывающей скважины. Проработку пласта инициируют от ближних к устьям участков добывающей скважины. Для рационализации процесса разработки и повышения объемов добычи углеводородных флюидов месторождение покрывают сетью попарно расположенных добывающих и нагнетательных скважин.
Далее приведен пример осуществления заявляемого способа для добычи углеводородных флюидов из нефтеносного пласта породы месторождения, чертеж.
На чертеже показана схема реализации заявляемого способа, где: 1 - двухустьевая горизонтальная нагнетательная скважина; 2 - двухустьевая горизонтальная добывающая скважина; 3 - продуктивный (нефтеносный) пласт породы; 4 - колонна труб для подачи рабочего агента; 5 - отверстия в колонне труб; 6 - пакерующие устройства (пакеры); 7 - волны распространения температуры (направление распространения тепла); 8 - фронт горения; 9 - устройство контроля температуры; 10 - поверхность водонефтяного контакта; 11 - направление устья добывающей скважины; 12 - подошва продуктивного пласта; 13 - кровля продуктивного пласта.
На нефтеносном участке над подошвой продуктивного пласта 3 (поверхностью водонефтяного контакта 10) бурят выходящую на поверхность горизонтальную добывающую скважину 2. На некотором экспериментально определяемом расстоянии, например 25 м, от горизонтального участка добывающей скважины 2 параллельно ей (добывающей скважине) в одинаковом направлении, например с одной буровой площадки, над ней (добывающей скважиной) на некотором расстоянии, например по вертикали на 5 м выше добывающей скважины, бурят другую выходящую на поверхность горизонтальную нагнетательную скважину 1. Выходящие на поверхность добывающую и нагнетательную скважины выполняют двухустьевыми, каждое из устьев оснащают устьевыми арматурами.
Далее приведен пример с использованием одного из устьев каждой скважины.
В нагнетательную скважину 1 опускают колонну труб 4 с затушенным концом, с выполненными на концевом участке отверстиями 5, произвольной формы и порядка, для закачки рабочих агентов. При этом суммарная площадь сечения отверстий (в стенках трубы 4) составляет не менее 1/5 площади сечения труб 4. Отверстия 5 с двух сторон вдоль трубы 4 ограничивают пакерующими устройствами 6, например расстояние между пакерующими устройствами 6 (далее по тексту - пакерами) варьируют в диапазоне от 5 до 50 м, причем расстояние выбирают экспериментально, исходя из свойств нефтеносной породы, например при низкой проницаемости продуктивного пласта выбирают меньшее расстояние между пакерами. После завершения вышеперечисленных работ скважины готовы к эксплуатации.
После подготовки скважин 1 и 2 к эксплуатации в продуктивный пласт 3 производят закачку рабочего агента, например инертного газа, с температурой, обеспечивающей прогрев продуктивного пласта 3 до значений, при которых с появлением окислителя начинается внутрипластовое горение, например плюс 350°C. Температуру начала внутрипластового горения для конкретного случая определяют экспериментально, например с использованием содержимого извлеченного при бурении керна из нефтеносного пласта породы, определением свойств содержащегося в керне флюида, его (флюида) температуры самовоспламенения, вязкости, плотности, теплоемкости, геофизических свойств пластовой породы.
Производят прогрев призабойной зоны нагнетательной скважины путем закачки нагретых инертных рабочих агентов, например продуктов сгорания выработавшего воздушный ресурс авиадвигателя, создают гидродинамическую связь между скважинами и доводят (закачкой горячего инертного рабочего агента) температуру участка пласта между добывающей и нагнетательной скважинами до температуры самовоспламенения флюида.
При этом происходит снижение вязкости флюида, например нефти. Затем, после достижения в нефтеносном пласте температуры самовоспламенения, производят замену закачиваемого в пласт инертного рабочего агента на содержащий окислитель рабочий агент, например атмосферный воздух. После замены инертного рабочего агента на кислородосодержащий рабочий агент возникает горение содержащегося в продуктивном пласте флюида. Горение флюида происходит при поступлении в зону горения окислителя, например кислорода воздуха. От источника горения по пласту распространяются фронт горения и тепловые волны. Некоторая доля, например 15%, содержащегося в пласте флюида выгорает, выделяя тепло. Участок пласта разогревается вместе с находящимся в пласте углеводородным флюидом, например высоковязкой нефтью. Невыгоревшая, оставшаяся в пласте доля флюида является добываемым полезным продуктом, объектом добычи.
По мере нагрева и снижения вязкости флюид, например высоковязкая нефть, обретает текучесть и стекает вниз, к подошве пласта, в зону расположения горизонтального участка добывающей скважины 2. В районе горизонтального участка добывающей скважины 2 производят отбор нагретого продукта (добычу), например нефти. Контроль разогрева межскважинного и прилегающего пространства осуществляют с использованием устройства контроля температуры 9, например термопар, в добывающей скважине. При горении управление интенсивностью внутрипластового горения и пластовой температуры в необходимых рамках (обеспечивающих текучесть флюида при сохранности скважинного оборудования) осуществляют путем изменения расхода подаваемых рабочих агентов, например с содержанием кислорода и инертных газов. После полной отработки зоны продуктивного пласта в пределах первого шага установки пакеров закачку (в пласт) рабочих агентов временно прекращают. Затем трубу 4 с отверстиями 5 и ограничивающими участок расположения отверстий 5 пакерами 6 передвигают в направлении устья добывающей скважины, например на длину расстояния между пакерами. Пакеры 6 устанавливают и по вышеописанной схеме продолжают отработку следующей зоны продуктивного ппаста. Устройством контроля температуры 9 осуществляют контроль направления распространения тепла 7 и распространения фронта горения 8. При прохождении фронта горения 8 через объем породы, например заключенной в объеме на 20 м длины пути продвижения фронта горения, считают, что запасы нефти в данном объеме выработаны.
После выработки запасов нефти в объеме выгоревшего участка пласта, например на расстоянии 20 м вдоль горизонтальной добывающей скважины, производят приостановку закачки рабочих агентов. Перемещают колонну труб 4 в направлении устья 11 добывающей скважины 2, например, на 0,5…2,0 изначального расстояния между пакерами 6. Затем возобновляют закачку рабочих агентов по описанному выше алгоритму, свойственному началу работы.
Подобные действия выполняют до полного извлечения (полной выработки) запасов, имеющихся в пласте породы флюидов, например высоковязкой нефти, на всем протяжении горизонтального участка нагнетательной скважины 1. При этом достигается предельно полная (максимально эффективная) выработка объема межскважинного и ближайшего прилегающего пространства продуктивного пласта 3, с добычей максимально возможного количества пластового флюида, например нефти, содержащегося в охваченном процессом объеме нефтеносного пласта.
Для повышения скорости проработки горизонтального участка и увеличения объема добычи углеводородного флюида вышеописанные действия осуществляют одновременно с двух устьев (с обоих выходящих на поверхность устьев) скважин, при этом используют два набора колонн труб 4 с пакерами 6 для закачки рабочего агента. Закачку рабочего агента начинают с центральной части горизонтального участка. Далее, по мере выработки центральной зоны продуктивного пласта, колонны труб сдвигают в направлении устьев скважины.
Применение предложенного способа существенно ускоряет флюидоотдачу залежи углеводородного сырья и может быть использовано преимущественно при разработке залежей высоковязких нефтей и природных битумов.
Заявляемый способ обеспечивает повышение эффективности и результативности процесса вытеснения высоковязких флюидов, например тяжелых нефтей и битумов, в том числе способом, увеличивающим охват пласта горением, одновременно происходящим в двух направлениях, с использованием одновременно действующих двух или четырех фронтов горения [двух фронтов горения - при начале (инициировании) процесса отработки пласта с центрального участка нагнетательной скважины, и четырех фронтов горения - при начале процесса отработки пласта от устьевых направлений нагнетательной скважины к центральному участку]. За счет воздействия образующегося при внутрипластовом горении тепла происходит понижение вязкости и повышение текучести флюидов, например тяжелых, высоковязких нефтей и битумов. Понижение вязкости и повышение текучести способствует извлечению из пласта трудноизвлекаемых флюидов, например высоковязких нефтей и/или природного битума. При этом используется последовательная, пошаговая отработка всего пласта с контролем и поддержанием при каждом шаге операций необходимых условий горения, например температуры горящего пласта, пространственного положения фронта горения. К тому же заявляемое изобретение способствует сокращению времени (до двукратного) на осуществление операций.
Применение заявляемого способа возможно как самостоятельно с бурением новых скважин, так и в комплексе с осуществленными ранее способами разработки, например с применением закачки пара и иных рабочих агентов, с использованием уже имеющихся скважин.
Применение заявляемого способа способствует повышению извлекаемой доли углеводородного флюида (флюидоотдачи пласта) из месторождений трудноизвлекаемых углеводородов, в том числе высоковязких нефтей, природных битумов.
Пример осуществления предлагаемого изобретения показывает его полезность для разработки ныне разведанных, но неэксплуатируемых месторождений углеводородного сырья - из-за высокой стоимости извлечения вязкого флюида, повышения рентабельности ныне разрабатываемых месторождений высоковязких нефтей и природных битумов.
Предлагаемое изобретение удовлетворяет критериям новизны, так как при определении уровня техники не обнаружено средство, которому присущи признаки, идентичные (то есть совпадающие по исполняемой ими функции и форме выполнения этих признаков) всем признакам, перечисленным в формуле изобретения, включая характеристику назначения.
Способ имеет изобретательский уровень, поскольку не выявлены технические решения, имеющие признаки, совпадающие с отличительными признаками данного изобретения, и не установлена известность влияния отличительных признаков на указанный технический результат.
Заявленное техническое решение с использованием известного нефтепромыслового оборудования можно реализовать в промышленном производстве - для добычи полезных ископаемых - углеводородных энергоносителей. Это соответствует критерию «промышленная применимость», предъявляемому к изобретениям.
Источники информации
1. Патент РФ №2287677, МПК E21B 43/24. Приоритет от 16.12.2005. Опубл. 20.11.2006. Описание патента.
2. Патент РФ №2415260, МПК E21B 43/243. Приоритет от 27.02.2007. Опубл. 27.03.2011. Описание патента.
3. Патент РФ №2425969, МПК E21B 43/24. Приоритет от 18.08.2010. Опубл. 10.08.2011. Описание патента.
4. Патент РФ №2494240, МПК E21B 43/24 (2006.01), Е21 В7/04 (2006.01). Приоритет от 12.04.2012. Опубл. 27.09.2013. Описание патента.