СПОСОБ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ЖИДКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ ИЗ ПОДЗЕМНОГО ПЛАСТА (ВАРИАНТЫ)
PROCEDURE FOR EXTRACTION OF FLUID HYDROCARBONS FROM UNDERGROUND RESERVOIR (VERSIONS)

Изобретение относится к способу с улучшенными показателями безопасности и производительности при извлечении нефти из подземного пласта с помощью процесса возбуждения внутрипластового горения «от носка к пятке» с применением горизонтальных нефтяных скважин, таких как описаны в и патентах США №№5626191 и 6412557. Более конкретно, оно относится к процессу внутрипластового горения нефти, при котором в пласт нагнетают воду, водяной пар и/или неокисляющий газ, который в предпочтительном варианте осуществления представляет собой углекислый газ, играющий роль газообразного растворителя, с целью повышения нефтеотдачи при добыче в условиях внутрипластового горения.
Предпосылки создания изобретения
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 и распространяющемуся в боковом направлении вертикальному фронту горения, распространяющемуся из нагнетательной скважины (102). 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 компания Archon Technologies Ltd., дочерняя компания Petrobank Energy и компания Resources Ltd., Калгари, Альберта, Канада.
Нагнетание воздуха при высоком давлении (HPAI) представляет собой процесс внутрипластового горения, применяемый на пластах с малой проницаемостью, содержащих легкую нефть. Вследствие низкой проницаемости в такие пласты невозможно эффективно закачивать жидкость, например воду. Воздух поступает в верхнюю часть пласта, и нефть вытекает в горизонтальный участок ствола скважины, низкорасположенный в пласте. В данном процессе выделяется теплота за счет низкотемпературного окисления нефти и, что более важно, поддерживается достаточное давление для обеспечения высокого темпа добычи нефти в течение длительного времени. Указанный процесс применим к любому типу пластов, где нефть является подвижной в пластовых условиях.
Недостатком является техническая безопасность процессов THAFI™ и Capri™ в отношении попадания кислорода в горизонтальный участок ствола, что может привести к возгоранию нефти в стволе скважины и очень высоким температурам, которые могут явиться причиной разрушения скважины. Прорыва кислорода не произойдет, если скорость закачки будет низкой. Однако высокие скорости закачки более предпочтительны для достижения более высокого дебита нефти и интенсивного потока кислорода во фронте горения. Известно, что интенсивный поток кислорода позволяет вести горение в режиме высокотемпературного окисления (ВТО), при котором достигаются температуры выше 350°С и образуется в основном углекислый газ. При низкой интенсивности потока кислорода происходит низкотемпературное окисление (НТО), где температура не превышает приблизительно 350°С. В режиме НТО кислород включается в органические молекулы, образуя полярные соединения, которые стабилизируют нежелательные водонефтяные эмульсии и способствуют коррозии вследствие образования карбоновых кислот. Таким образом, применение низкой скорости закачки окислителя не является приемлемым методом предотвращения горения в горизонтальном стволе скважины.
Необходим способ или несколько способов, позволяющих повысить скорость закачки газа-окислителя, при этом предотвращая попадание кислорода в горизонтальный участок ствола скважины. Данное изобретение предлагает такие способы.
Сущность изобретения
В процессах THAI™ и Capri™ нефть, вода и газообразные продукты горения поступают в горизонтальный ствол скважины, откуда выходят на поверхность, под действием двух сил - силы тяжести и давления. Флюиды, прежде всего нефть, поступают в ствол скважины самотеком под действием силы тяжести, так как ствол скважины расположен на нижнем уровне пласта. Как жидкости, так и газы перемещаются вниз, в горизонтальный ствол скважины, под действием перепада давления, установившегося между пластом и стволом скважины.
В процессе предварительного подогрева пласта или на стадии пуска пар циркулирует в горизонтальной скважине по трубе, которая продолжается до дна скважины. Пар возвращается на поверхность по кольцевому зазору обсадной колонны. Данная операция является обязательной в случае битумных пластов, так как холодная нефть, которая может попасть в скважину, имеет очень высокую вязкость и низкую текучесть, что может привести к закупорке ствола скважины. Пар циркулирует также по нагнетательной скважине, а также закачивается в пласт на участке между нагнетательной скважиной и конечной точкой («носком») горизонтального участка скважины с целью подогрева нефти и повышения ее подвижности перед началом нагнетания газа-окислителя в пласт.
Упомянутые выше патенты показывают, что при постоянном нагнетании газа-окислителя квазивертикальный фронт горения появляется и движется вбок в направлении от конечной точки горизонтального участка скважины к его начальной точке («пятке»). Таким образом, по отношению к зоне горения формируются две зоны пласта. В направлении «носка» расположена обедненная по нефти зона, которая в значительной степени заполняется газом-окислителем, а по другую сторону - зона, содержащая холодную нефть или битум. При более высокой скорости закачки окислителя пластовое давление повышается, скорость отложения горючего может быть превышена, вследствие чего в обедненную по нефти зону горизонтального участка ствола может попасть газ, содержащий остаточный кислород.
Следствием совместного присутствия нефти и кислорода в стволе скважины является ее горение и опасность взрыва, при этом температура может превысить 1000°С, что может необратимо повредить ствол скважины, в том числе разрушить сетчатые фильтры для защиты от песка. Для безопасного и длительного осуществления операций по добыче нефти следует избегать одновременного присутствия в стволе скважины кислорода и температур выше 425°С.
Ряд методов предотвращения попадания кислорода в ствол добывающей скважины основан на снижении перепада давления между пластом и горизонтальным участком ствола. К таким методам относятся: (1) снижение скорости закачки газа-окислителя с целью снижения пластового давления и (2) снижение скорости стекания нефти вниз с целью повышения давления в стволе скважины. Оба метода приводят к уменьшению дебита нефти, что экономически невыгодно. На первый взгляд можно предположить, что закачка жидкости непосредственно в ствол скважины повысит давление в стволе, но пагубно скажется на величине дебита нефти.
Установлен важный факт, а именно: если при внутрипластовом горении вместе с газом-окислителем в пласт закачивается углекислый газ, дебит нефти, как правило, повышается как в случае традиционных процессов внутрипластового горения, так и в процессах THAI™ Capri™, HPAI, а также другого типа.
В частности, если неокисляющий газ, который закачивается вместе с кислородом, представляет собой только углекислый газ и не содержит азота, такое улучшение может быть значительным.
Таким образом, в предпочтительном варианте осуществления изобретения закачиваемый неокисляющий газ представляет собой углекислый газ.
2
2
2
2
2
Благоприятным является тот факт, что при добыче нефти в условиях внутрипластового горения, когда закачивается только О, газообразные продукты горения, состоящие в основном из СО, можно смешивать с кислородом под давлением. Регулируя долю оборотного СО в смеси, можно получить любое соотношение О и СO.
Если газообразные продукты горения, поступающие из скважины, содержат примеси, их количество не будет возрастать при условии, что определенная небольшая часть потока газа будет утилизована.
2
Так как утилизируемый газ обычно приблизительно на 95% представляет собой СO, он может быть продан без дополнительной очистки для применения при добычи нефти методом смешивающегося заводнения либо закачан в глубокий водоносный горизонт.
2
Нет необходимости, чтобы СО полностью смешивался (т.е. был растворим в любых соотношениях) с нефтью в пластовых условиях. Достаточно частичной растворимости.
2
2
2
2
Хотя механизм, по которому добавка определенного неокисляющего газа, такого как СО, в отличие от добавок других неокисляющих газов, повышает подвижность углеводородов в пласте, точно не выяснен, но, не настаивая ни в какой мере на этом объяснении факта значительного повышения степени извлечения в результате закачки СО, авторы предполагают, что СO действует как растворитель, снижая вязкость нефти перед зоной горения и таким образом повышая эффективность горения, что приводит к дальнейшему разжижению нефти перед зоной горения. Дополнительное растворение части СO во фронте горения также способствует переносу теплоты от газообразных продуктов горения к нефти, что дополнительно снижает вязкость нефти, повышая степень извлечения.
Таким образом, для преодоления недостатков известного уровня техники и для повышения технической безопасности или продуктивности извлечения углеводородов из подземного пласта данное изобретение в соответствии с первым вариантом осуществления 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 по направлению 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 продвигаются в виде фронта, в основном перпендикулярного горизонтальному участку, в направлении от конечной точке к начальной точке горизонтального участка, а флюиды поступают в горизонтальный участок;
(d) обеспечение наличия насосно-компрессорной трубы в добывающей скважине для нагнетания водяного пара, воды или неокисляющего газа в горизонтальный участок добывающей скважины;
(e) закачку среды, выбранной из группы, которая включает водяной пар, воду или неокисляющий газ, через насосно-компрессорную трубу, таким образом, что указанная среда 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:
(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 закачки водяного пара, неокисляющего газа или воды, которая затем нагревается до образования пара, 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 по направлению 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) закачку газа-окислителя через нагнетательную скважину для 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;
(e) закачку среды, выбранной из группы, которая включает водяной пар, воду или неокисляющий газ, в нагнетательную скважину; и
(f) извлечение углеводородов из добывающей скважины на ее горизонтальном участке.
В еще одном варианте осуществления данное изобретение включает сочетание вышеупомянутых операций закачки среды в пласт через нагнетательную скважину, а также закачки среды по насосно-компрессорной трубе в горизонтальном участке ствола. Соответственно, в данном варианте осуществления изобретение представляет собой способ извлечения жидких углеводородов из подземного пласта, включающий:
(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 закачки водяного пара, неокисляющего газа или воды, которая затем нагревается до образования пара, 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 по направлению 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 для нагнетания водяного пара, воды или неокисляющего газа в горизонтальный участок добывающей скважины;
(e) закачку газа-окислителя через нагнетательную скважину для 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 его конечной точки к начальной точке горизонтального участка, а флюиды поступают в горизонтальный участок;
(f) закачку среды, выбранной из группы, которая включает водяной пар, воду или неокисляющий газ, в указанную нагнетательную скважину и в указанную насосно-компрессорную трубу; и
(g) извлечение углеводородов из добывающей скважины на ее горизонтальном участке.
Если среда представляет собой водяной пар, он закачивается в пласт/коллектор через нагнетательную скважину и/или добывающую скважину с помощью находящихся там насосно-компрессорных труб, в этом случае обычно под давлением 7000 кПа.
В другом случае, если средой для закачки является вода, данный способ предполагает, что к моменту попадания в пласт вода будет достаточно нагрета для перехода в пар. Вода, достигшая породы одним из путей либо обоими путями, включающими нагнетательную скважину и/или насосно-компрессорную трубу в добывающей скважине, может быть нагрета до перехода в пар в процессе перемещения либо непосредственно в момент выхода из нагнетательной скважины и/или насосно-компрессорной трубы в добывающую скважину и входа в породу-коллектор.
Наконец, в еще одном общем аспекте данное изобретение, предназначенное для использования при извлечении углеводородов из подземных залежей с применением внутрипластового горения, представляет собой способ, включающий:
(а) 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 углекислого газа в нижнюю часть подземного пласта;
(c) обеспечение по крайней мере одной добывающей скважины;
(d) закачку газа-окислителя через нагнетательную скважину для внутрипластового горения с образованием газообразных продуктов горения;
(e) закачку углекислого газа отдельно или в сочетании с кислородом в нагнетательную скважину; и
(f) извлечение углеводородов из добывающей скважины.
В еще одном варианте способ согласно данному изобретению представляет собой способ извлечения жидких углеводородов из подземного пласта, включающий:
(a) обеспечение по крайней мере одной нагнетательной скважины, предназначенной для закачки газа-окислителя в верхнюю часть подземного пласта;
(b) обеспечение по крайней мере еще одной нагнетательной скважины для закачки углекислого газа в нижнюю часть подземного пласта;
(c) обеспечение по крайней мере одной добывающей скважины;
(d) закачку газа-окислителя через нагнетательную скважину для внутрипластового горения с образованием газообразных продуктов горения;
(e) закачку углекислого газа отдельно или в сочетании с кислородом в еще одну нагнетательную скважину; и
(f) извлечение углеводородов из указанной добывающей скважины.
2
2
Необходимо отметить, что в случае закачки СО в нагнетательную скважину одновременно в сочетании с СO возможна закачка одного или нескольких дополнительных неокисляющих газов.
Краткое описание чертежей
Фиг.1 представляет собой схему процесса THAI™ внутрипластового горения со следующими обозначениями:
пункт А - верхний уровень пласта, содержащего тяжелую нефть или битум, а В представляет собой нижний уровень такого пласта/породы. С - вертикальная скважина, D показывает место закачки газа-окислителя, например, воздуха. Е - общее расположение места ввода водяного пара или неокисляющего газа в пласт. 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 элементов 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 К находится в первой ячейке между А и F на расстоянии 15 м (В-С) по длине пласта от нагнетательной скважины J. Начальная точка горизонтальной скважины К находится у D на расстоянии 50 м от угла пласта Е. Горизонтальный участок горизонтальной скважины К 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 конечной точки (не показано, см. фиг.1).
2
Фиг.3 - график зависимости дебита нефти от скорости поступления СО из скважины, фиг. иллюстрирует пример 7, приведенный ниже.
Описание предпочтительного варианта осуществления изобретения
ТМ
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 перемещаются 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 сгоревшей зоной. Впереди ЗПН находится холодная нефть.
С продвижением фронта горения сгоревшая зона пласта обедняется жидкостями (нефть, вода) и заполняется газом-окислителем. Для части горизонтальной скважины, расположенной 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 опасна, 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, расположенной около подошвы пласта вблизи конечной точки горизонтальной скважины. Оба указанных метода снизили 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 появляется 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 приведено обширное компьютерное моделирование процесса THAFI™ с помощью пакета программ для моделирования внутрипластового горения STARS™, предоставленного Группой компьютерного моделирования, Калгари, Альберта, Канада.
Табл. 4. Перечень параметров моделирования
Моделирующая программа: STARS ™ 2003.13, группа компьютерного моделирования
Размер модели:
Длина 250 м, сетка 100 ячеек в каждой
Ширина 25 м, сетка 20 ячеек
Высота 20 м, сетка 20 ячеек
Размер ячейки: 2.5 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 верхние ячейки)
3
3
3
Скорость закачки газа-окислителя: 65000 м/сут, 85000 м/сут или 100000 м/сут
Точки ввода пара: 20119:20 (две нижние 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 CH+9.5 CO+0.5 CO/N+15 кокс
2
2
2
2. 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 1000× (в зависимости от давления) по отношению к объему воды.
Таблица 1а
РАСХОД ВОЗДУХА 65000 м<sup>3</sup>/сут. Закачка пара в основание пласта*
Скорость подачи пара,
Макс. температура в скважине,
Макс. кол-во кокса в стволе скважины,
Макс. кол-во кислорода в стволе скважины,
Коэффициент извлечения битума,
Средний дебит нефти,
м<sup>3</sup>/сут (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.
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.
Таблица 1б
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) привело к превосходному результату: нулевому количеству кислорода, приемлемому количеству кокса и высокой нефтеотдаче.
Таблица 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,
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
88
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.
Таблица 2б
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,
(водн. 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 испытаний 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.
Таблица 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
1075
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 Q (см. фиг.1) при подаче в пласт 100000 м/сут воздуха. Аналогично случаю закачки пара в основание пласта для предотвращения попадания кислорода в горизонтальный участок ствола требуется 20 м/сут пара (эквивалентное количество воды).
Таблица 3б
РАСХОД ВОЗДУХА 100000 м<sup>3</sup>/сут. Закачка пара по насосно-компрессорной трубе.
Скорость
Макс.
Макс.кол-во
Макс.кол-во
Коэффициент
Средний
подачи пара, м<sup>3</sup>/сут
температура в
кокса в стволе
кислорода в стволе
извлечения битума,
дебит нефти,
скважине,
скважины,
скважины,
(водн.
°С
%
%
% начальных
м<sup>3</sup>/сут
Эквивалент)
Запасов
*0
1398
100
10,4
5
997
100
6,0
10
745
100
3,8
20
425
38
0
33,9
35,6
* Не входит в предмет данного изобретения.
Пример 7
3
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 СО (см. опыт 6) при сохранении общего объема газа 85000 м/сут привела к повышению нефтеотдачи в 2,7 раз.
2
Опыт 7 показывает положительный эффект от добавки СО 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 СO из скважины (иллюстрация к приведенному выше примеру 7), можно видеть, что между этими параметрами для процесса внутрипластового горения наблюдается сильная корреляция. Темп поступления CO из скважины определяется двумя источниками СО: количеством СO, 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 темп отбора нефти повышается с увеличением скорости закачки. 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 предпочтительный вариант 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 прилагаемой формулой изобретения.