СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ ИЛИ БИТУМА
METHOD FOR DEVELOPMENT OF DEPOSIT OF HIGHLY VISCOUS OIL OR BITUMEN

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки залежей высоковязкой нефти горизонтальными скважинами при тепловом воздействии на пласт.
Известен способ разработки неоднородного нефтяного пласта по патенту RU 2095549, включающий в себя чередование периода закачки в пласт воды через нагнетательную скважину с одновременным отбором пластовых флюидов через добывающие скважины с периодом отбора пластовых флюидов через добывающие скважины при прекращении закачки воды через нагнетательную скважину. Периодически один раз в 2-3 суток, производят анализ минерализации добываемой воды, при этом закачку воды с одновременным отбором пластовых флюидов ведут до достижения стабильной величины минерализации добываемой воды. Отбор пластовых флюидов при прекращении закачки воды ведут до достижения стабильной величины минерализации добываемой воды, равной минерализации пластовой воды. Данный способ позволяет более точно определить продолжительность циклов закачки воды и отбора пластовых флюидов.
Недостатками этого способа являются сложность реализации из-за ожидания достижения стабильной величины минерализации добываемой воды, равной минерализации пластовой воды, отключения во время прекращения закачки воды, так как это достигается при охлаждении прогретого продуктивного пласта до температуры ниже температуры конденсации пара, что значительно увеличивает затраты на повторный прогрев, приводит к увеличенному отбору только легких фракций и, как следствие, увеличению вязкости оставшейся нефти или битума, осложняя выработку продукции, и снижению коэффициента извлечения нефти. При этом происходит снижение эффективности выработки продукции из-за невозможности регулирования температуры прогрева пласта вдоль горизонтального участка скважин в связи с локализацией точек закачки и отбора продукции, задающих жесткую направленность в соответствующих скважинах только со стороны устья, а также из-за отсутствия учета начальных свойств добываемой продукции, позволяющих достичь наибольшего коэффициента извлечения нефти.
Известен также способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин по патенту RU 2431745, включающий в себя строительство двухустьевых горизонтальных скважин, закачку теплоносителя через верхнюю - нагнетательную - скважину с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, отбор продукции через нижнюю - добывающую - скважину, съем термограммы паровой камеры, анализ состояния ее прогрева на равномерность прогрева и наличие температурных пиков, и с учетом полученных термограмм осуществляют равномерный прогрев паровой камеры. При этом выше нагнетательной скважины на расстоянии, исключающем прорыв теплоносителя, строят технологическую двухустьевую скважину, а съем термограммы паровой камеры проводят по данным термодатчиков, которые размещают в технологической и добывающей двухустьевых горизонтальных скважинах. Со стороны обоих устьев технологической скважины производят геофизические исследования с целью контроля равномерности прогрева паровой камеры, причем в процессе разработки месторождения тяжелой нефти или битума производят периодический отбор проб продукции с обоих устьев контрольной скважины для оценки минерализации находящейся в пробах воды. Исходя из минерализации этой воды сопоставляют ее с наличием температурных пиков на термограммах паровой камеры, после чего производят изменение направлений фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции для выравнивания температуры в паровой камере.
Недостатками такого способа являются высокие материальные затраты, связанные с необходимостью строительства технологической двухустьевой скважины, отсутствие учета начальных свойств добываемой продукции, позволяющих достичь наибольшего коэффициента извлечения нефти, а также осуществление анализа добываемой продукции в удаленных от места отбора специализированных лабораториях, что снижает достоверность получаемых результатов.
Наиболее близким к настоящему изобретению является способ разработки залежи высоковязкой нефти по патенту RU 2379494, в котором используются пары горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно одна над другой в вертикальной плоскости продуктивного пласта, оснащенных колонной насосно-компрессорных труб, позволяющих вести одновременно закачку теплоносителя и отбор продукции, закачку теплоносителя, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор продукции через добывающую скважину по насосно-компрессорным трубам и контроль технологических параметров пласта и скважины, при этом окончания колонн насосно-компрессорных труб располагают на противоположных концах условно горизонтального участка скважин, прогрев продуктивного пласта начинают с закачки пара в обе скважины, разогревают межскважинную зону пласта, снижают вязкость высоковязкой нефти, а паровую камеру создают закачкой теплоносителя, распространяющегося к верхней части продуктивного пласта, с увеличением размеров паровой камеры, в процессе отбора продукции, периодически, 2-3 раза в неделю, определяют минерализацию попутно отбираемой воды, анализируют влияние изменения минерализации попутно отбираемой воды на равномерность прогрева паровой камеры и с учетом изменения минерализации попутно отбираемой воды осуществляют равномерный прогрев паровой камеры путем регулирования режима закачки теплоносителя или отбора продукции скважин до достижения стабильной величины минерализации попутно отбираемой воды.
Недостатками данного способа являются отсутствие учета начальных свойств добываемой продукции, позволяющих достичь наибольшего коэффициента извлечения нефти, осуществление анализа добываемой продукции в специализированных лабораториях, удаленных от места отбора, который производится с большими периодами (1 раз через 2-3 дня), что снижает достоверность получаемых результатов.
Задачей изобретения является создание способа, позволяющего повысить коэффициент извлечения нефти за счет учета свойств добываемей продукции, увеличения числа анализов минерализации продукции, проводимых непосредственно на скважине.
Указанная задача решается способом разработки залежи высоковязкой нефти или битума с использованием пары горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в продуктивном пласте, оснащенных колонной насосно-компрессорных труб, позволяющих вести одновременно закачку теплоносителя и отбор продукции, при этом закачивают теплоноситель, прогревают продуктивный пласт с созданием паровой камеры, отбирают продукцию насосами через нижнюю добывающую скважину по насосно-компрессорным трубам, окончания которых располагают на противоположных концах условно горизонтального участка скважины, определяют минерализацию воды, попутно отбираемой в процессе отбора, определяют зависимость равномерности прогрева паровой камеры от изменения минерализации попутно отбираемой воды и регулируют режим закачки теплоносителя или отбор продукции скважин до достижения стабильной величины минерализации попутно отбираемой воды, обеспечивая равномерный прогрев паровой камеры.
Согласно изобретению перед строительством скважин в оценочной скважине или во время строительства скважин производят отбор кернов продуктивного пласта, по отобранным кернам определяют минерализацию воды и состав растворенных в ней элементов, определяют оптимальную минерализацию попутно отбираемой в процессе отбора воды, соответствующую минимальному паробитумному соотношению, для получения максимального коэффициента извлечения нефти из продуктивного пласта, после прогрева пласта и образования паровой камеры не менее одного раза в день в процессе отбора определяют минерализацию попутно отбираемой воды измерительными приборами непосредственно в потоке добываемой продукции, а после достижения стабильной величины минерализации попутно отбираемой воды регулируют закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины без прорыва теплоносителя в добывающую скважину так, чтобы минерализация отбираемой воды максимально приближалась к оптимальной.
Предпочтительно измерительные приборы располагают на подложке из гидрофильного материала, размещают на приеме насосов и функционально связывают с соответствующими насосами для регулировки отбора продукции и поддержания минимально возможного давления, исключающего парообразование на приеме насоса.
Изобретение поясняется чертежами.
На фиг. 1 изображена схема расположения скважин с одним устьем каждая;
на фиг. 2 - схема расположения двухустьевых скважин;
выт
на фиг. 3 - график зависимости коэффициента вытеснения нефти (К) от минерализации (М) попутно отбираемой воды на Ашальчинском месторождении при температуре 100°C.
Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума реализуется следующим образом.
Перед строительством скважин в оценочной скважине (не показана) или во время строительства скважин 1 и 2 (фиг. 1 и 2) с соответствующими горизонтальными участками 3 и 4 производят отбор кернов продуктивного пласта 5 для исследования продукции пласта, в том числе минерализации воды и состава растворенных в воде элементов. Исходя из этих данных определяют экспериментальным путем оптимальную минерализацию попутно отбираемой воды в процессе отбора для получения максимального коэффициента извлечения нефти (КИН) из продуктивного пласта 5. Строят парные нагнетательные 1 (фиг. 1 и 2) и добывающие 2 скважины так, чтобы их соответствующие горизонтальные участки 3 и 4 располагались в продуктивном пласте 5 параллельно одна над другой. Скважины 1 и 2 могут быть двухустьевыми, как показано на фиг. 1, или одноустьевыми, как показано на фиг. 2. Кроме того, из-за индивидуальных особенностей продуктивного пласта одна из скважин может быть построена двухустьевой, а другая одноустьевой (не показано). Скважины 1 и 2 оснащают соответствующими двумя колоннами насосно-компрессорных труб (НКТ) 6, 7 и 8, 9. Вместо НКТ скважины 1 и 2 могут оснащаться непрерывной (гибкой) трубой. Добывающую скважину 2 по длине ее горизонтального участка 4 для дополнительного контроля температуры могут оснащать датчиками 10. Колонны НКТ 6 и 7 позволяют вести закачку теплоносителя (например, пара, перегретой воды), а колонны НКТ 8 и 9 - осуществлять одновременный отбор продукции соответствующими насосами 11 и 12. Продуктивный пласт 5 прогревают теплоносителем с созданием паровой камеры (не показана) над горизонтальным участком 4 добывающей скважины 2. За счет конвективного и кондуктивного переноса тепла на этапе освоения закачкой пара в обе скважины 1 и 2 разогревается межскважинная зона пласта (зона между добывающей 2 и нагнетательной 1 скважинами), при этом снижается вязкость высоковязкой нефти, происходит ее термическое расширение, повышается ее подвижность. Затем в процессе добычи высоковязкой нефти в нагнетательную скважину 1 закачивается пар, который из-за разности плотностей стремится к верхней части продуктивного пласта 5, создавая увеличивающуюся в размерах паровую камеру. На поверхности раздела паровой камеры и холодных нефтенасыщенных толщин постоянно происходит процесс теплообмена, в результате которого пар конденсируется в воду и вместе с разогретой высоковязкой нефтью и связанной пластовой водой под действием силы тяжести стекает к добывающей скважине 2. Колонны НКТ 6, 7 и 8, 9 в каждой скважине располагают в соответствующих скважинах 1 и 2 так, чтобы иметь возможность вести закачку и отбор с противоположных концов соответствующих условно горизонтальных участков 3 и 4; чтобы обеспечить возможность контроля за минерализацией попутно отбираемой воды с двух концов участка 4; чтобы обеспечить возможность регулирования температуры по длине участков 3 и 4 закачкой теплоносителя и отбором продукции насосами 11 и 12, для исключения прорыва теплоносителя из нагнетательной скважины 1 в добывающую скважину 2 при отборе продукции и увеличения КИН из пласта 5. После прогрева пласта и образования паровой камеры в процессе отбора из добывающей скважины 2 определяют минерализацию попутно отбираемой воды из скважины 2 не менее одного раза в день, непосредственно в потоке добываемой продукции измерительными приборами (условно не показанными), например датчиками, описанными в документах RU 2231787, RU 2330272 и т.п. Измерительные приборы устанавливают в трубопроводе (не показан), перекачивающем добываемую продукцию, или для более точного контроля на приеме насосов 11 и 12, при этом датчики размещают на подложке из гидрофильного материала (например: силикаты и т.п.), имеющего минимальную адгезию к углеводородной части продукции пласта 5, что позволяет достичь объективных показателей в длительном периоде эксплуатации. При установке измерительных приборов на приеме насосов 11 и 12, или в стволе, или на устье скважины их функционально связывают через блок управления (не показан) с соответствующими насосами 11 или 12 для регулировки отбора ими продукции и поддержания минимально возможного давления, исключающего парообразование на приеме соответствующего насоса 11 и 12 с учетом минерализации. Увеличение минерализации воды повышает температуру ее кипения, так как температура кипения соляных растворов тем выше, чем богаче водный раствор солью (выше минерализация воды), например при содержании: 1% соли NaCl (при давлении 760 мм рт.ст., т.е. 101,325 кПа) вода кипит при 100,21°С; 2% - 100,42°C; при 6% - 101,34°C; 15% - 103,83°C; при 18% - 104,79°C; 21% - 106,16°C; 24% - 107,27°C; 27% - 108,43°C; 29,5% - 109,25°C и т.д. Для других солей или их сочетания эти пропорции могут изменяться, поэтому зависимость изменения температуры кипения от минерализации воды и от давления для каждого месторождения определяется после анализа кернов, полученных при бурении на разрабатываемом участке продуктивного пласта 5. При увеличении минерализации насосы 11 и 12 могут работать в более широком диапазоне и снижать давление на приеме насоса 11 или 12 еще до более низких значений (увеличивать производительность насоса 11 или 12 для снижения минерализации), так как согласно уравнению Клапейрона-Клаузиуса с ростом давления температура кипения увеличивается, а с уменьшением давления температура кипения соответственно уменьшается:
boil
где T - температура кипения на приеме насоса 11 или 12, К;
Р - давление на приеме насоса 11 или 12, кПа;
atm
P - атмосферное давление (принимается 101,325 кПа), кПа;
boi.atml
T - температура кипения при атмосферном давлении, К;
boi
ΔH - удельная теплота испарения, Дж/кг:
М - молярная масса, кг/моль;
R - универсальная газовая постоянная.
Эту зависимость предварительно перед началом работы вводят в блок управления (контроллер) насосами 11 и 12, чтобы исключить парообразование на приеме насосов из-за изменения минерализации попутно отбираемой воды.
После установления равновесного состояния минерализацию отбираемой воды насосами 11 и 12 из добывающей скважины 2 максимально приближают к оптимальной минерализации, определенной на основе исследовании керна, путем регулирования закачки теплоносителя по колоннам НКТ 6 и 7 в нагнетательную скважину 1 и отбором продукции из добывающей скважины 2 насосами 11 и 12 по колоннам НКТ 8 и 9 без прорыва теплоносителя в добывающую скважину 2.
Минерализация пластовой воды при смешении с конденсатом снижается, и минерализация попутно отбираемой воды имеет промежуточное значение.
При постоянстве закачки и отбора устанавливается равновесное соотношение между количеством добытой высоковязкой нефти и минерализацией попутно отбираемой воды с последующей корректировкой обора продукции и закачки пара с учетом оптимальной минерализации, полученной при изучении керна. Температура на начальном этапе контролируется в добывающей скважине 2 термодатчиками 10, чтобы исключить прорыв пара в добывающую скважину 2, после чего устанавливается устойчивая величина минерализации, максимально приближенная к оптимальной величине без прорыва пара, при отборе насосами 11 и 12. Величина этой минерализации называется равновесным значением минерализации для установленной температуры продукции. О нарушении этого равновесия свидетельствует изменение минерализации попутно отбираемой воды в пробах насоса 11 или 12 при сохранении температуры продукции. В процессе отбора продукции периодически, не менее одного раза в день, определяют минерализацию попутно отбираемой воды, анализируют изменения минерализации попутно отбираемой воды, при этом строят зависимости добычи высоковязкой нефти от минерализации попутно отбираемой воды.
охв
Как видно из графика (фиг. 3), для температуры добываемой продукции 100°C при правильном подборе минерализации попутно отбираемой воды коэффициент вытеснения приближается к значению 0,7 (70% в охваченном тепловым воздействием участке) с учетом коэффициента охвата (К) при парогравитационном воздействии на пласт 5 (фиг. 1 и 2), равным примерно 0,8 (80% от элемента пласта отведенного под пару скважин 1 и 2), максимальный коэффициент извлечения нефти (КИН) равен 56% согласно формуле:
Таким образом, при добыче с оптимальной минерализацией попутно добываемой воды можно значительно увеличить КИН продуктивного пласта 5.
Увеличение минерализации попутно отбираемой воды более чем на 10% по сравнению с равновесным значением минерализации при заданной температуре свидетельствует об увеличении отбора пластовой воды, температура которой находится в интервале 5-15°C. Как следствие, может происходить снижение температуры вблизи добывающей скважины 2 и межскважинной зоны пласта, что ведет к неравномерности прогрева паровой камеры и к уменьшению охвата пласта паротепловым воздействием. Снижение температуры вблизи добывающей скважины 2 и межскважинной зоны ведет к увеличению вязкости добываемой высоковязкой нефти, что, в свою очередь, ведет к снижению количества добытой высоковязкой нефти и, как следствие, к снижению эффективности паротеплового воздействия в целом.
Чтобы снизить минерализацию попутно отбираемой воды и повысить температуру вблизи добывающей скважины 2 и в межскважинной зоне и тем самым увеличить равномерность прогрева паровой камеры (не показана), необходимо увеличить объем закачки пара через нагнетательную скважину 1 или уменьшить отбор продукции соответствующими насосами 11 и/или 12. При этом, соответственно, уменьшается и объем попутно отбираемой воды. С ростом объема закачки пара происходит увеличение стабильного прогрева всего объема паровой камеры и прекращается дальнейшее снижение температуры вблизи добывающей скважины 2 и в межскважинной зоне. Также при этом происходит разбавление пластовой воды стекающим конденсатом, и минерализация попутно отбираемой воды снижается. После восстановления равномерности прогрева паровой камеры вновь устанавливается равновесное соотношение между количеством добытой высоковязкой нефти и минерализацией попутно отбираемой воды с учетом оптимальной минерализации при заданной температуре, но необязательно на прежнем уровне, о чем свидетельствует график зависимости добычи высоковязкой нефти от минерализации попутно отбираемой воды.
Снижение минерализации попутно отбираемой воды более чем на 10% по сравнению с равновесным значением также свидетельствует о неравномерности прогрева паровой камеры, т.к. при этом происходит преждевременный прорыв пара к добывающей скважине 2. Это ведет к непроизводительному расходу пара и, следовательно, к увеличению энергетических затрат. Прорыв пара к добывающей скважине 2 чреват также выходом технологического оборудования из строя из-за воздействия высоких температур. В связи с этим при снижении минерализации попутно отбираемой воды при заданной температуре требуется уменьшить объем закачки пара или увеличить отбор продукции. С увеличением отбора продукции, соответственно, увеличивается объем попутно отбираемой холодной пластовой воды с повышенной минерализацией и, следовательно, увеличивается минерализация попутно отбираемой воды. Так как температура пластовой воды, как было указано ранее, составляет около 5-15°C, то увеличение ее отбора приведет к снижению температуры вблизи добывающей скважины и в межскважинной зоне. Увеличение отбора продукции продолжается до установления равновесного соотношения между количеством добытой высоковязкой нефти и минерализацией попутно отбираемой воды. Об установлении равновесия при заданной температуре судят по графику зависимости добычи высоковязкой нефти от минерализации попутно отбираемой воды.
Увеличение частоты контрольных проб до 1 пробы в день (как минимум, в пределе - в режиме он-лайн) позволяет более оперативно реагировать на изменение минерализации (температуры паровой камеры), что позволяет снизить потери пара до 10% при прорыве, исключить переохлаждение паровой камеры, что, как следствие, исключает до 15% затрат на дополнительный нагрев паровой камеры, вызванный этими процессами, и увеличить охват тепловым воздействием.
Установлено, что дебит по нефти значительно коррелирует с температурой на устье скважины и общей минерализацией добываемой воды, причем дебит пропорционален температуре добываемой жидкости (Т, °C) и обратно пропорционален величине минерализации (М, г/л):
Коэффициент корреляции модели отражает на 79% изменчивости дебита ГС. Стандартная ошибка равна 2,6, и ее величину можно использовать в задании границ предсказания для новых наблюдений.
Контролируя добычу нефти и закачку пара, оценивают паронефтяное отношение (ПНО), которое должно поддерживаться на возможно более низком уровне для снижения затрат на пар:
Известно осуществление контроля равномерности прогрева паровой камеры по показаниям термодатчиков 10, но из-за частого выхода их из строя снижается эффективность контроля за процессом.
Из вышеизложенного следует, что способ разработки залежей высоковязкой нефти, позволяющий осуществить регулирование режимов закачки теплоносителя и отбора продукции на основе анализа минерализации попутно отбираемой воды, является очень простым и эффективным способом контроля равномерности прогрева паровой камеры и повышения эффективности нефтеизвлечения залежи высоковязкой нефти.
Примеры конкретного выполнения
Пример 1
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
п.в.
n
На опытном участке Ашальчинского месторождения высоковязкой нефти, находящемся на глубине 90 м, представленным неоднородными пластами толщиной 20-30 м с температурой 8°C, давлением 0,5 МПа пробурена пара горизонтальных двухустьевых скважин 1 и 2 (фиг. 1), которая состоит из нагнетательной скважины 1 и добывающей скважины 2, соответствующие горизонтальные участки 3 и 4 которых размещены параллельно одна над другой в вертикальной плоскости продуктивного пласта 5 и оснащены соответствующими колоннами насосно-компрессорных труб 6, 7 и 8, 9, позволяющих вести одновременно закачку теплоносителя и отбор продукции с разных концов соответствующих горизонтальных участков 3 и 4. На приеме насосов 11 и 12 на гидрофильную подложку были установлены датчики, определяющие минерализацию попутно отбираемой воды. Во время строительства скважин были отобраны керны из продуктивного пласта 5, которые показали, что пласт обладает нефтенасыщенностью 0,70 д.ед., пористостью 30%, проницаемостью 2,65 мкм, с нефтью, имеющей плотность 960 кг/м и вязкость 22000 мПа·с, и водой, имеющей минерализацию примерно С=10 г/л. Минерализация пара и, соответственно, конденсата, близка к нулю, т.е. C<<1 г/л. Минерализация попутно отбираемой воды может изменяться в интервале от 1 до 10 г/л в зависимости от стадии разработки пласта 5 высоковязкой нефти. Исходя из свойств пласта 5, объемов закачиваемого в скважину 1 пара, температуры и объема отбираемой продукции определили (взято из опыта эксплуатации подобных скважин этого же месторождения) из формулы (3), что наибольшее количество добываемой нефти пласта 5 с температурой отбираемой продукции, равной примерно 97°C, даст при оптимальной минерализации попутно отбираемой воды 2,4 г/л. До начала освоения добывающей горизонтальной скважины 2 осуществлен прогрев межскважинной зоны путем одновременной циркуляции пара в каждой из указанных скважин 1 и 2. В процессе добычи высоковязкой нефти в нагнетательную скважину 1 закачивается пар, который, распространяясь вверх, создает увеличивающуюся в размерах паровую камеру. В процессе отбора продукции периодически (1 раз в день) определяют минерализацию попутно отбираемой воды на приеме насосов 11, 12 и зависимости добычи высоковязкой нефти от минерализации попутно отбираемой воды. На начальном этапе разработки залежи высоковязкой нефти установилось равновесное соотношение между количеством добытой высоковязкой нефти и минерализацией попутно отбираемой воды при температуре около 100°C, что свидетельствует о равномерности прогрева паровой камеры. Дебит высоковязкой нефти насосами 11 и 12 составил 12,2 м/сут (ПНО 3,7), минерализация колеблется в интервале 2,1-2,4 г/л. Равновесная (средняя) величина минерализации равна 2,2 г/л. Для приближения минерализации к оптимальной отбор насосами 11 и 12 увеличили до величины, исключающей парообразование на приеме насосов 11 и 12. При этом дебит скважины увеличился до 12,8 м/сут (примерно на 5%) при этом минерализация составляла 2,3 г/л на приеме обоих насосов 11 и 12 (ПНО 3,5). Через 34 дня эксплуатации анализ минерализации попутно отбираемой воды на приеме насоса 11 показал, что наблюдается рост минерализации от 2,3 г/л до 3,1 г/л или на 34,8%, при этом снизилась добыча высоковязкой нефти на этом насосе с 6,4 м/сут до 3 м/сут (суммарное ПНО 5,1). Это говорит о том, что увеличился приток холодной пластовой воды, который способствовал снижению температуры и подвижности высоковязкой нефти и снижению равномерности прогрева паровой камеры. Объем закачки пара на этот момент составлял 45 м/сут. На основе проведенного анализа было принято решение - увеличить объем закачки пара до 55 м/сут на 5 дней. При этом отбор продукции насосом 11 снизили наполовину, а насосом 12 повысили на 10% без парообразования на приеме этого насоса, чтобы давление на входе насоса не было меньше 100 кПа. Суммарная добыча нефти снизилась до 9,8 м/сут (ПНО 5,6), а не до 6 м/сут (как на аналогичных скважинах, эксплуатируемых по способу, защищенному наиболее близким аналогом). После этого через 3 дня минерализация попутно отбираемой воды на приеме насоса 11 стала снижаться и достигла значения 2,28 г/л и добыча высоковязкой нефти тоже возросла до 11,3 м/сут (ПНО 4,9). При этом объеме интенсивность отбора насосом 11 вернули в исходное состояние, а на насосе 12 снизили на 10%. В дальнейшем наблюдалась стабилизация добычи высоковязкой нефти на уровне 11,3 м/сут (на 4% больше, чем в аналогичных скважинах этого же месторождения), и минерализация менялась незначительно в интервале 2,28-2,4 г/л, что соответствовало среднему значению 2,34 г/л с температурой отбираемой продукции равной 75°C, близкому к оптимальному значению, которое поддерживалось регулированием отбора продукции насосами 11 и 12. Впоследствии температура возросла до 100°C, а суммарная добыча составила 13 м/сут (ПНО 4,2) при минерализации воды 2,7 г/л (что для такой величины дебита и температуры является оптимальной величиной).
3
3
3
3
Через 32 дня минерализация попутно отбираемой воды увеличилась от 2,7 г/л до 3,5 г/л, прирост составил 23% при температуре продукции 70°C. Среднесуточная добыча высоковязкой нефти снизилась с 13 м/сут до 10,2 м/сут (ПНО 5,4), что свидетельствует об охлаждении паровой камеры. Чтобы выровнять равномерность прогрева паровой камеры, уменьшили отбор попутно отбираемой воды с 100 м/сут до 88 м/сут. После этого в течение 4 дней минерализация попутно отбираемой воды стала вновь постепенно снижаться и достигла величины 2,8 г/л, добыча высоковязкой нефти при этом стала расти и стабилизировалась на отметке 12,9 м /сут (ПНО 4,3) при температуре продукции 100°C. При этом КИН составил 45%, что на 15% больше, чем у наиболее близкого аналога.
Пример 2
2
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
п.в.
п
п.в.
На опытном участке Ашальчинского месторождения высоковязкой нефти, находящемся на глубине 90 м, представленным неоднородными пластами толщиной 20-30 м с температурой 8°C, давлением 0,5 МПа пробурена пара горизонтальных одноустьевых скважин 1 и 2 (фиг. 2), которая состоит из нагнетательной скважины 1 и добывающей скважины 2, соответствующие горизонтальные участки 3 и 4 которых размещены параллельно одна над другой в вертикальной плоскости продуктивного пласта 5 и оснащены соответствующими колоннами насосно-компрессорных труб 6, 7 и 8, 9, позволяющих вести одновременно закачку теплоносителя и отбор продукции с разных концов соответствующих горизонтальных участков 3 и 4. На устье на выходе насосов 11 и 12 были на гидрофильную подложку установлены датчики, определяющие минерализацию попутно отбираемой воды. Во время строительства оценочной скважины (на фиг. 2 не показана) были отобраны керны из продуктивного пласта 5, которые показали, что пласт обладает нефтенасыщенностью 0,70 д.ед., пористостью 30%, проницаемостью 2,65 мкм, с нефтью, имеющей плотность 960 кг/м и вязкость 22000 мПа·с, и водой, имеющей минерализацию примерно С=10 г/л. Минерализация пара, и соответственно конденсата, близка к нулю, т.е. С<<1 г/л, минерализация пластовой воды может достигать С=10 г/л. Минерализация попутно отбираемой воды может изменяться в интервале от 1 до 10 г/л в зависимости от стадии разработки пласта 5 высоковязкой нефти. Исходя из свойств пласта 5, объемов закачиваемого пара в скважину 1, температуры и объема отбираемой продукции (взято из опыта эксплуатации подобных скважин этого же месторождения) из формулы (2) определили, что наибольшее количество добываемой нефти пласт 5 даст при оптимальной минерализации попутно отбираемой воды 3,3 г/л. В ходе эксплуатации установилось равновесное соотношение между количеством добытой высоковязкой нефти (13-13,8 м/сут) и минерализацией попутно отбираемой воды (3,58-3,45 г/л) при температуре отбираемой продукции, равной 100°C и объеме закачиваемого пара 80 м/сут. Равновесная (средняя) величина минерализации равна 3,52 г/л. Однако для такого дебита из анализов кернов определили, что оптимальной будет минерализация 3,3 г/л. На насосах 11 и 12 увеличили интенсивность отбора на 5%, в результате суммарный дебит составил 14 м/сут (на 4% выше), а минерализация составила в среднем 3,3 г/л (ПНО 5,7). Через 32 дня эксплуатации за 3 дня минерализация на приеме насоса 12 резко снизилась и достигла величины 2,1 г/л, изменение минерализации составило 33% от равновесной величины, а температура продукции увеличилась до 120°C. Это свидетельствует о том, что произошел преждевременный прорыв пара к добывающей скважине 2, что привело к снижению охвата пласта воздействием, к снижению равномерности прогрева паровой камеры и к непроизводительному расходу теплоносителя. Чтобы нормализовать минерализацию и, соответственно, температуру вблизи добывающей скважины, увеличили отбор жидкости насосом 12 с 43 м/сут до 49 м/сут. Минерализация нормализовалась через 9 дней и составила 3,4 г/л, величину отбора жидкости насосами 11 и 12 сделали равными и суммарный объем установили на отметке 97 м/сут. Добыча высоковязкой нефти в первый момент после прорыва пара снизилась, а затем после увеличения отбора стабилизировалась, оставаясь на уровне 14,2 м/сут (на 3% выше, чем на аналогичных скважинах) при температуре 110°C (ПНО 5,6). Через три месяца эксплуатации вследствие прорыва пара снизились на приеме обоих насосов 11 и 12 минерализация (до 2,1 г/л) попутно отбираемой воды и дебит (до 11 м /сут) высоковязкой нефти при температуре продукции 87°C (ПНО 7,3). Для восстановления равновесия уменьшили объем закачки пара с 80 м/сут до 65 м/сут. Средняя минерализация за 4 дня на обоих насосах 11 и 12 при этом возросла до величины 3,3 г/л и в дальнейшем держалась на этом уровне при температуре продукции 90°C. Дебит высоковязкой нефти постепенно увеличился до значения 14,1 м/сут (ПНО 4,6). При этом КИН составил 42%, что на 12% выше, чем у наиболее близкого аналога.
Описанный способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума с использованием пары горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин позволяет увеличить добычу нефти на 3-5%, а КИН - на 10-15% при сопоставимых величинах паронефтяного отношения за счет увеличения числа анализов минерализации этой воды и приближения минерализации в попутно отбираемой воде к оптимальной, определяемой из анализа кернов, взятых непосредственно из данного продуктивного пласта.