СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ
DEVELOPMENT METHOD OF HIGH-VISCOUS OIL DEPOSIT

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения высоковязкой нефти.
Известен способ разработки нефтебитумной залежи (патент РФ № 2287677, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.11.2006 г.), включающий проводку в пласте двух горизонтальных стволов параллельно между собой, закачку пара в верхнюю нагнетательную скважину и отбор продукции из нижней добывающей скважины.
Основными недостатками известного способа является низкая эффективность процесса, особенно в тонких пластах из-за больших тепловых потерь, невозможности контролировать распространение фронта вытеснения.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ извлечения жидких углеводородных продуктов из подземного месторождения (патент РФ №2360105, кл. Е21В 43/243, опубл. 27.06.2009 г. - прототип), включающий создание, по меньшей мере, одной добывающей скважины, имеющей, в основном, горизонтальную секцию и соединенную с ней, в основном, вертикальную скважину, причем, в основном, горизонтальная секция проходит по направлению к нагнетательной скважине и имеет устье, находящееся в непосредственной близости от соединения горизонтальной секции с вертикальной нагнетательной скважиной, и забой на другом ее конце, который расположен ближе к нагнетательной скважине, чем устье; нагнетание газа-окислителя через нагнетательную скважину для осуществления внутрипластового горения, при котором образуют газообразные продукты сгорания так, чтобы при этом обеспечивалось их поступательное перемещение в форме фронта, который в основном перпендикулярен горизонтальной секции, по направлению от забоя к устью горизонтальной секции, при этом флюиды стекают в горизонтальную секцию.
Основным недостатком известного способа является низкая эффективность процесса вытеснения высоковязкой нефти из-за неравномерного прогрева пласта по всему интервалу горизонтального ствола агентом воздействия, невозможности контролировать и регулировать распространение фронта горения, низкого охвата пласта по площади.
3
Под высоковязкими нефтями подразумевают продукцию скважины с плотностью больше 0,870 кг/см, т.е. к ним относятся и тяжелые, и битуминозные нефти (см. ГОСТ Р 51858-2002).
Технической задачей настоящего изобретения является повышение нефтеотдачи, т.е. эффективности процесса вытеснения высоковязких нефтей и битумов, в том числе путем увеличения охвата пласта агентом воздействия за счет последовательной отработки всего пласта с поддержанием высокой проницаемости с возможностью контроля и регулирования фронта горения.
Поставленная задача решается тем, что в способе разработки месторождения высоковязкой нефти, включающем строительство нагнетательной скважины, добывающей горизонтальной скважины, направленной в сторону нагнетательной по продуктивному пласту, закачку теплоносителя или агента горения в нагнетательную скважину и отбор продукции пласта из добывающей скважины, согласно изобретению на расстоянии от горизонтальной добывающей скважины до 250 м строят вертикальные нагнетательные скважины либо выделяют существующие вертикальные скважины, которые используются для прогрева пласта и создания зоны перепада давления между горизонтальным участком добывающей скважины и вертикальной зажигательной скважины путем закачки теплоносителя и отбора продукции на начальной стадии разработки месторождения, последующего переноса закачки окислителя в вертикальные скважины, расположенные по направлению к устью горизонтальной добывающей скважины, и достижения температуры окисления высоковязкой нефти, в качестве зажигательной выбирают вертикальную скважину, ближайшую к забою добывающей горизонтальной скважины, инициируют горение в зажигательной скважине и ведут управляемый отбор продукции из вертикальных скважин и горизонтальной добывающей скважины, по мере продвижения фронта горения в сторону устья добывающей скважины закачку окислителя переводят последовательно в каждую последующую вертикальную скважину, а в предыдущую вертикальную скважину производят закачку газов горения и попутной воды, отобранной из добывающих скважин, в объеме, создающем область большего давления позади фронта горения для предотвращения его распространения вне зоны дренирования горизонтальной скважины и не приводящем к его затуханию.
Сущность изобретения
При разработке залежи высоковязкой нефти существующими способами не удается достичь высокой нефтеотдачи из-за малой площади охвата залежи воздействием. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задачу решают следующим образом.
Для преодоления недостатков известных способов и повышения безопасности и увеличения продуктивности добычи высоковязкой нефти выполняют следующие операции.
На начальной стадии разработки залежи бурят либо выделяют существующие вертикальные скважины, расположенные относительно горизонтальной добывающей скважины на расстоянии до 250 метров.
Выделяют вертикальные скважины, с помощью которых производят на начальной стадии прогрев пласта в районе горизонтального участка добывающей скважины для создания зоны перепада давления в районах горизонтального участка добывающей скважины и вертикальной зажигательной скважины, после чего производят закачку окислителя в вертикальную зажигательную скважину, расположенную вблизи забоя добывающей горизонтальной скважины, перенос закачки окислителя в сторону устья добывающей скважины последовательно в каждую последующую вертикальную скважину, а в предыдущую вертикальную скважину производят закачку газов горения и попутной воды
Производят закачку теплоносителя в добывающую горизонтальную скважину и ближайшие к ней вертикальные скважины для создания зоны перепада давления между горизонтальным участком добывающей скважины и вертикальной зажигательной скважины путем закачки теплоносителя и отбора продукции и достижения температуры окисления высоковязких нефтей или битумов.
В вертикальной зажигательной скважине, расположенной вблизи забоя добывающей горизонтальной скважины, инициируют горение.
По мере продвижения фронта горения в сторону устья добывающей скважины закачку окислителя переводят последовательно в каждую последующую вертикальную скважину, а в предыдущую вертикальную скважину производят закачку газов горения и попутной воды, отобранной из добывающих скважин.
Горизонтальную добывающую скважину проводят вблизи подошвы продуктивного пласта. Затем бурят новые или из существующих скважин выделяют близрасположенные вертикальные скважины, обустроенные необходимым термостойким оборудованием. Производят паротепловые обработки в вертикальных скважинах и горизонтальной скважине с целью раздренирования и повышения температуры в призабойной зоне.
За счет увеличения площади прогрева пласта на начальной стадии способа, последовательного переноса очага горения в вертикальные скважины, контроля температуры горения и регулирования направления продвижения фронта горения и потока флюида (продукции пласта) создается равномерный охват пласта внутрипластовым горением, что, в конечном результате, ведет к повышению коэффициента извлечения нефти, снижению энергетических затрат и экологической нагрузки (решается вопрос утилизации газов горения и попутной воды).
Пример конкретного выполнения
На чертежах показана схема реализации способа разработки месторождения высоковязкой нефти с использованием внутрипластового горения.
На фигуре 1 показан продуктивный пласт в разрезе: вертикальные скважины 1, 2, 3, 4; горизонтальная добывающая скважина 5; продуктивный пласт 6; фронт горения 7.
На фигуре 2 показан вид продуктивного пласта сверху: вертикальные скважины 1, 2, 3, 4; горизонтальная добывающая скважина 5; продуктивный пласт 6; фронт горения 7.
2
3
Разрабатывают участок на Мордово-Кармальском месторождении республики Татарстан. На Мордово-Кармальском месторождении с высоковязкой нефтью на глубине 90 м находятся неоднородные пласты толщиной 8-15 м с температурой 8°С, давлением 0,5 МПа, водонасыщенностью 0,34 д. ед., пористостью 30%, проницаемостью 0,365 мкм, насыщенные нефтью, имеющей плотность 956 кг/м вязкость 10206 мПа·с.
На участке бурят горизонтальную добывающую скважину 5 длиной 100 метров в области подошвы продуктивного пласта 6. Затем выделяют близрасположенные вертикальные скважины 1, 2, 3, 4 (оценочные, контрольные и т.п.), обустроенные необходимым термостойким оборудованием. Производят паротепловые обработки в вертикальных скважинах 1, 2, 3, 4 и горизонтальной скважине 5 с целью раздренирования и повышения температуры в призабойной зоне.
После достижения температуры окисления (температура окисления продукции составляет 90-110°С) в призабойной зоне скважины 1 и снижения вязкости в области горизонтального участка добывающей скважины 5 и в районах вертикальных скважин 2, 3, 4 инициируют горение в скважине 1 и начинают регулируемый отбор продукции из вертикальных скважин 2, 3, 4 и горизонтальной скважины 5.
После того как фронт горения 7 приблизился к вертикальной скважине 2, закачку воздуха переводят в вертикальную скважину 2, а в вертикальную скважину 1 производят закачку газов горения и попутной воды, отобранной из добывающих скважин, в объеме, создающем область большего давления позади фронта горения для предотвращения его распространения вне зоны дренирования горизонтальной скважины 5 и не приводящем к его затуханию. Дополнительно решается задача переноса остающегося за фронтом горения тепла. Перенос закачки воздуха в вертикальные скважины 3, 4 идет последовательно с достижением фронта горения 7 следующей вертикальной скважины (например, от вертикальной скважины 1 к вертикальной скважине 2, после достижения фронта горения вертикальной скважины 2, от вертикальной скважины 2 в вертикальную скважину 3 и так по выделенным вертикальным скважинам до полной выработки продуктивного пласта 6 в районе горизонтального участка добывающей скважины 5).
Укрупненная экономическая оценка эффективности освоения запасов сверхвязких нефтей (СВН) и битумов на опытном участке с помощью технологии горения выполнена при условиях, что продуктом реализации является дорожный битум; налоги и отчисления для СВН рассчитаны в соответствии с НК РФ 2010 г. и законодательством РТ, в частности НДПИ и налог на имущество равны нулю; капитальные затраты на бурение и обустройство скважин и участка, а также эксплуатационные затраты, связанные с добычей СВН, соответствуют инвестиционным параметрам компании на 2010 г.; затраты на специальное оборудование (парогенераторы, компрессоры, установки сероочистки) определены экспертным путем.
Для определения технологической и экономической эффективности внедряемой технологии за базу сравнения приняты утвержденные технологические документы.
Экономический эффект от рекомендуемой технологии для предприятия заключается в получении положительного потока денежной наличности за срок проявления технологического эффекта с учетом фактора дисконтирования при сопоставлении потоков до и после проведения мероприятия, т.е. путем сопоставления эффективности базового и рекомендуемого вариантов.
Ожидаемый среднегодовой экономический эффект от внедрения технологии рассчитывается как отношение прироста дисконтированного потока наличности, полученной за расчетный период, к количеству лет в расчетном периоде.
Основные результаты технико-экономической оценки базового (вариант 1) и рекомендуемого (вариант 2) вариантов за расчетный период показаны в таблице 1.
Таблица 1
Технико-экономическая оценка базового, рекомендуемого вариантов за расчетный период
Показатели
Вариант 1
Вариант 2
Добыча СВН, тыс.т.
41
83
Бурение скважин, шт.
5
5
Количество вводимых добывающих скважин, шт.
1
4
Капитальные вложения всего, млн.руб.
135
93
в т.ч. - в бурение скважин
44
44
- в НПС и обустройство
91
49
Эксплуатационные затраты, млн.руб.
370
488
Чистая прибыль дисконт, млн. руб.
4
57
Поток наличности дисконт, млн.руб.
30
107
Из таблицы видно, что применение данной технологии позволит за расчетный период добыть дополнительно 43 тыс.т. СВН. При этом на 42 млн. руб. сократится потребность в инвестициях. Компания получит прирост чистой прибыли (56 млн. руб.) и потока наличности. Экономический эффект составит 72 млн. руб., ожидаемый среднегодовой экономический эффект будет равен 7,15 млн. руб. Дополнительные затраты окупаются в течение первого года внедрения.
Предложенный способ позволяет за счет увеличения площади прогрева пласта на начальной стадии способа, последовательного переноса очага горения в вертикальные скважины, контроля температуры горения и регулирования направления продвижения фронта горения и потока флюида (продукции пласта) создать равномерный охват пласта внутрипластовым горением, что, в конечном результате, ведет к повышению коэффициента извлечения нефти, снижению энергетических затрат и экологической нагрузки (решается вопрос утилизации газов горения и попутной воды).
Данный способ совершенствования процесса разработки СВН может найти применение и при паротепловом воздействии на пласт. Способ реализуется в аналогичной последовательности, при этом в качестве основного рабочего агента используется пар или пар + растворитель, а в скважину позади фронта вытеснения ведут закачку попутной воды, которую при необходимости догревают.