СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ ИЛИ БИТУМА
DEVELOPMENT METHOD OF HEAVY OIL OR BITUMEN MINE FIELD

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения высоковязкой и битумной нефти.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин (патент РФ 2340768, МПК 8 Е21В 43/24, опубл. в бюл.32 от 10.12.2008 г.), включающий закачку теплоносителя через двухустьевую горизонтальную нагнетательную скважину, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры и отбор продукции через двухустьевую горизонтальную добывающую скважину, при этом прогрев продуктивного пласта начинают с закачки пара в обе скважины, разогревают межскважинную зону пласта, снижают вязкость нефти или битума, а паровую камеру создают закачкой теплоносителя с возможностью пробивания последнего к верхней части продуктивного пласта и увеличения размеров паровой камеры в процессе отбора продукции, при котором снимают термограммы паровой камеры, анализируют состояние ее прогрева на равномерность прогрева и наличие температурных пиков, и с учетом полученных термограмм осуществляют равномерный прогрев паровой камеры путем смены направления фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции, при этом объем закачки теплоносителя через устья нагнетательной скважины и/или отбор продукции через устья добывающей скважины изменяют в соотношении, %: (10-90):(90-10).
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, большие финансовые затраты на строительство двухустьевой скважины (стоимость строительства двухустьевой скважины в три раза дороже по сравнению с одноустьевой скважиной);
- во-вторых, большие материальные затраты, связанные с тем, что термодатчики на кабеле размещены по всей длине стволов двухустьевых скважин;
- в-третьих, о прорыве теплоносителя в горизонтальный участок добывающей скважины судят по показаниям термодатчиков, на основе которых строят термограммы паровой камеры, производят их анализ, на основании которого изменяют направление фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции. Данный процесс не происходит автоматически и требует постоянного контроля за температурным режимом в паровой камере, а также времени для исключения прорыва теплоносителя в горизонтальный участок добывающей скважины.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием отбора продукции скважины (патент РФ 2398103, МПК 8 Е21В 43/24; Е21В 34/08, опубл. в бюл.24 от 27.08.2010 г.), включающий строительство верхней нагнетательной скважины и нижней добывающей скважины с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, закачку теплоносителя через горизонтальную нагнетательную скважину с прогревом пласта, созданием паровой камеры и отбор продукции через горизонтальную добывающую скважину с уменьшением отбора в зонах наличия температурных пиков, осуществляя равномерный прогрев паровой камеры, причем при строительстве скважин их горизонтальные участки оборудуют фильтрами, внутри одного из которых в добывающей скважине размещают хвостовик насоса с регулируемыми в зависимости от температуры клапанами, размещенными напротив зон продуктивного пласта, уменьшение отбора производят за счет автоматического прикрывания до полного перекрытия клапанов, в зонах установки которых температура добываемых тяжелой нефти или битума соответственно составляет 0,5-0,9 от температуры, при которой происходит прорыв теплоносителя в добывающую горизонтальную скважину.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, большие потери тепловой энергии (от 15 до 25%) при закачке теплоносителя в горизонтальную нагнетательную скважину, затрачиваемой на обогрев:
- колонны труб, по которым закачивается теплоноситель;
- межтрубное пространство между стенками горизонтальной нагнетательной скважины и колонной труб, в связи с чем увеличиваются затраты на подготовку теплоносителя;
- во-вторых, когда температура на приемах входных отверстий клапанов, размещенных в горизонтальном участке добывающей скважины, превышает расчетную температуру (81°С), то температурные клапаны постепенно полностью перекрываются, при этом происходит резкое уменьшение отбора разогретой тяжелой нефти или битума вплоть до полного прекращения отбора (при полном перекрытии всех температурных клапанов), а для того, чтобы температурные клапаны начали перепускать через себя хотя бы частично, необходимо снижение температуры на приеме входных отверстий клапанов ниже 81°С, а при постоянной закачке теплоносителя в пласт и замещении выработанных пор пласта закачиваемым теплоносителем этого добиться весьма сложно, поэтому температурные клапаны будут находиться в закрытом положении, препятствуя поступлению нагретой жидкости в горизонтальный участок 4 добывающей скважины 2. Дальнейшая разработка месторождения тяжелой нефти или битума становится неэффективной ввиду резкого снижения объема отбора добываемой продукции вплоть до полного его прекращения (клапаны закрыты).
Задачей изобретения является снижение затрат на подготовку теплоносителя и потерь тепловой энергии теплоносителя в процессе его закачки в горизонтальную нагнетательную скважину с возможностью повышения эффективности разработки месторождения тяжелой нефти или битума путем создания экрана из теплоизолирующего состава напротив горизонтального участка добывающей скважины, в котором размещены клапаны при резком снижении объемов отбора продукции (закрытии клапанов).
Поставленная задача решается способом разработки месторождения тяжелой нефти или битума, включающим строительство верхней нагнетательной скважины и нижней добывающей скважины с горизонтальными участками, расположенными друг над другом и оборудованными фильтрами и пакерами, закачку теплоносителя через горизонтальную нагнетательную скважину с прогревом пласта, созданием паровой камеры и отбор продукции через горизонтальную добывающую скважину с уменьшением отбора в зонах наличия температурных пиков, осуществляя равномерный прогрев паровой камеры, причем внутри фильтра добывающей скважины размещают хвостовик насоса с регулируемыми в зависимости от температуры клапанами, размещенными напротив зон продуктивного пласта, уменьшение отбора производят за счет автоматического прикрывания до полного перекрытия клапанов, в зонах установки которых температура добываемых тяжелой нефти или битума соответственно составляет 0,5-0,9 от температуры, при которой происходит прорыв теплоносителя в добывающую горизонтальную скважину.
Новым является то, что пакер в нагнетательной скважине устанавливают непосредственно за перфорированным участком теплоизолированной колонны труб со стороны устья, а межтрубное пространство над этим пакером заполняют негорючим газом, после того, как все клапаны перекрываются одновременно, их с колонной труб и пакером извлекают из добывающей скважины, а в нагнетательную колонну закачивают теплоноситель до поднятия температуры 200-250°С, после чего закачивают теплоизолирующий состав объемом, рассчитываемым по формуле:
,
т
3
где V - объем закачки теплоизолирующего состава, м;
0
R - радиус создаваемого экрана, м;
h - длина участка перфорационных отверстий, м;
m - пористость пласта, д.ед.,
а величина радиуса изоляции определяется по формуле:
,
3
где Q - приемистость пласта, м/сут;
после чего колонну труб с клапанами и пакером устанавливают в добывающей скважине, закачку теплоносителя и отбор продукции скважины возобновляют в обычном режиме до перекрытия всех клапанов, затем обработку скважины теплоизолирующим составом повторяют.
На фигурах 1 и 2 схематично представлен предлагаемый способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума.
Предложенный способ осуществляется следующим образом.
Сначала производят строительство верхней нагнетательной скважины 1 (см. фиг.1) и нижней добывающей скважины 2 с горизонтальными участками 3 и 4 соответственно, расположенными друг над другом и вскрывающими продуктивный пласт 5 с тяжелой нефтью или битумом (далее пласт), причем в процессе строительства нагнетательной 1 и добывающей 2 скважин их горизонтальные участки 3 и 4, соответственно, оборудуют фильтрами 6 и 7.
Нагнетательная скважина 1 используется для закачки теплоносителя в пласт 5, а добывающая скважина 2 используется для добычи из пласта 5. Далее нагнетательную скважину 1 снабжают теплоизолированной колонной труб 8 с пакером 9 и перфорированным участком 10 напротив фильтра 6. Пакер 9 в нагнетательной скважине 1 устанавливают непосредственно за перфорированным участком 10 теплоизолированной колонны труб 8 со стороны устья 11, а межтрубное пространство 12 над этим пакером 9 заполняют негорючим газом, например закисью азота.
Заполнение межтрубного пространства 12 над пакером 9 негорючим газом позволяет снизить потери тепловой энергии (от 10 до 15%), затрачиваемой на обогрев колонны труб, по которой закачивается теплоноситель, и межколонного пространства при закачке теплоносителя в горизонтальную нагнетательную скважину.
В добывающую скважину 2 спускают колонну труб 13 с пакером 14 погружным насосом 15 на конце, кроме того, на конце насоса 15 размещают хвостовик 16 с регулируемыми в зависимости от температуры клапанами 17, размещенными напротив фильтра 7 и зон продуктивного пласта 5, по всей длине горизонтального участка 4 добывающей скважины 2 (см. фиг.1).
Далее начинают осуществлять закачку теплоносителя (водяного пара при температуре 180-200°С) от парогенераторной установки (ПГУ) (на фиг.1 и 2 не показано) в пласт 5 по колонне НКТ 8 через его горизонтальный перфорированный участок 10 и фильтр 6 горизонтального участка 3 нагнетательной скважины 1. В зависимости от проницаемости пласта 5 подбирают давление нагнетания и в зависимости от эффективной нефтенасыщенной толщины пласта 5 определяют объем нагнетаемого пара, при этом происходит прогревание продуктивного пласта 5 с созданием паровой камеры.
Отбор разогретой тяжелой нефти или битума осуществляют с помощью погружного насоса 15, например винтового, причем разогретая тяжелая нефть или битум из продуктивного пласта 5 сначала через фильтр 7 горизонтального участка 4 добывающей скважины 2 попадает внутрь горизонтального участка 4, где размещены температурные клапаны 17, которые в зависимости от температуры жидкости перепускают через себя в хвостовик 16 и далее на прием погружного насоса 15, который перекачивает тяжелую нефть или битум на дневную поверхность. Настройку температурного режима клапанов 17 производят перед спуском их в горизонтальный ствол 4 добывающей скважины 2 в зависимости от толщины пласта 5 и температуры, при которой происходит прорыв теплоносителя в горизонтальный участок 4 добывающей скважины 2. Количество температурных клапанов 17, установленных в составе хвостовика 16 в горизонтальном стволе 4 добывающей скважины 2, зависит от длины горизонтального участка 4, а также из расчета один клапан на 5-10 м длины горизонтального участка 4 добывающей скважины 2 в зависимости от объема отбираемой продукции из добывающей скважины 2.
В процессе осуществления способа температурные клапаны 17 реагируют на температуру жидкости, которую они перепускают. Устройство и принцип действия температурных клапанов 17 описаны в патенте РФ 2398103, МПК 8 Е21В 43/24; Е21В 34/08, опубл. в бюл.24 от 27.08.2010 г.
В процессе выработки запасов тяжелой нефти или битумов из пласта 5 теплоноситель, закачиваемый в пласт 5 через фильтр 6 горизонтального участка 3 нагнетательной скважины 1, замещает поры пласта 5, где находились тяжелая нефть или битум, и таким образом в пласте 5 теплоноситель достигает горизонтального участка добывающей скважины 2, при этом температура жидкости на приеме входных отверстий (на фиг.1 и 2 не показано) температурных клапанов 17 выше температуры, при которой происходит полное закрытие одного или всех клапанов 17 (в зависимости от площади прорыва теплоносителя относительно горизонтального участка 4 добывающей скважины 2), поэтому температурные клапаны 17 постепенно закрываются, в связи с чем постепенно сокращается объем отбора продукции из добывающей скважины вплоть до полного прекращения отбора.
Далее отбор разогретой продукции из горизонтального участка 4 добывающей скважины 2 прекращают (останавливают погружной насос 15). После чего из добывающей скважины извлекают колонну труб 13 с пакером 14 и хвостовик 16 с клапанами 17. Перед закачкой теплоизолирующего состава в нагнетательную скважину 1 производят закачку теплоносителя, при этом на ПГУ поднимают температуру закачиваемого теплоносителя (водяной пар) до 200-250°С, например, до температуры 230°С. Закачка теплоносителя при данной температуре позволяет обеспечить продвижение теплоизолирующего состава в зависимости от его физико-химических свойств в пласт 5 и замещения выработанных пор тяжелой нефти или битума с созданием экрана из теплоизолирующего состава напротив горизонтального участка добывающей скважины, в котором размещены клапаны 17.
Далее производят расчет объема теплоизолирующего состава для закачки в пласт по формуле:
,
т
3
где V - объем закачки теплоизолирующего состава, м;
0
R - радиус создаваемого экрана, м;
h - длина участка перфорационных отверстий, м;
m - пористость пласта, д.ед.,
а величина радиуса изоляции определяется по формуле:
,
3
где Q - приемистость пласта, м/сут.
Пример расчета:
h=50 м - длина участка перфорационных отверстий;
m=0,3 - пористость пласта, д.ед.;
3
Q=160 м/сут - приемистость пласта.
Тогда величина радиуса создаваемого экрана (изоляции) определяется по формуле:
.
Подставляя формулу [2]:
0
3
R=-7+1,4√160=0,6 м.
Тогда, подставляя формулу [1], определяем объем теплоизолирующего состава для закачки в скважину:
т
2
3
V=3,14·0,6·50·0,3=16,95 м.
2
2
В качестве теплоизолирующего состава используют любой состав, обладающий хорошими теплоизолирующими свойствами, например, неорганическую гелеобразующую композицию ГАЛКА, которая эффективна для увеличения охвата пласта при закачке воды или пара в области температур 20-350°С. В композициях используется способность системы соль алюминия - карбамид - вода - ПАВ непосредственно в пласте генерировать неорганический гель и СО. В пласт закачивается гомогенный водный раствор, содержащий гелеобразующую систему. За счет тепловой энергии пласта или закачиваемого теплоносителя карбамид постепенно гидролизуется, образуя СО и аммиак, рН раствора увеличивается, происходит гидролиз ионов алюминия, в результате через определенное время во всем объеме раствора практически мгновенно образуется гель.
Время гелеобразования зависит от температуры пласта и соотношения компонентов. Так, раствор композиции ГАЛКА-термогель-С образует гель при 200-250°С через 10-40 минут. В результате образования геля снижается проницаемость пласта для воды. Степень снижения проницаемости тем выше, чем больше исходная водонасыщенность и проницаемость породы пласта. В 2000 г. ИХН СОРАН совместно с ОАО «АУРАТ» и ЗАО «ХИМЕКО-ГАНГ» организовано производство твердой товарной формы композиции ГАЛКА-термогель по ТУ 2163-015-00205067-01: ГАЛКА-термогель-С для температур выше 70°С. Способность неорганических гелеобразующих составов ГАЛКА-термогель выдерживать температуры 300-350°С позволяет применить их для увеличения охвата пласта.
В качестве дополнительного теплоизолирующего состава можно привести пример водного раствора полимерных смесей, приготовленных на основе ГИПАНа (гидролизованный полиакрилонитрит) марки ВРП-ВО-44-60, обладающих температуростойкостью до 350°С с концентрацией полимера в водном растворе 0,5%.
т
После чего любым известным способом, например, (см. фиг.2) по колонне заливочных труб 18 с применением технологического пакера 19, агрегатами ЦА320, АН500, АН600 или другими (на фиг.1 и 2 не показано) производят закачку расчетного объема теплоизолирующего состава вышеупомянутым объемом V по колонне заливочных труб 18 (см. фиг.2) с применением буферной жидкости через перфорационный участок 20 заливочных труб 18 и фильтр 7 горизонтального участка 4 добывающей скважины 2 в пласт 5, а поскольку предварительно были созданы условия, обеспечивающие продвижение теплоизолирующего состава вглубь пласта 5 в зависимости от его физико-химических свойств, то теплоизолирующий состав заполняет поры пласта 5 напротив фильтра 7 и создается экран 21 из теплоизолирующего состава напротив горизонтального участка 4 в добывающей скважине 2. После чего колонну труб 13 (см. фиг.1) с насосом 15 и хвостовиком 16, оснащенным клапанами 17 и пакером 14, устанавливают в добывающей скважине 2. Запускают насос 15 и начинают отбор из добывающей скважины 2. Наличие экрана 21 позволяет предотвратить прорыв теплоносителя в горизонтальный участок 4 добывающей скважины 2 и возобновить работу температурных клапанов 17 в обычном температурном режиме за счет изоляции тепла в пласте 5. Одновременно с этим начинают закачку теплоносителя в нагнетательную скважину 1 (водяного пара при температуре 180-200°С) от ПГУ в пласт 5 по колонне НКТ 8 через ее горизонтальный перфорированный участок 10 и фильтр 6 горизонтального участка 3 нагнетательной скважины 1 в обычном режиме до перекрытия всех клапанов 17, размещенных в составе хвостовика 16 в горизонтальном участке 4 добывающей скважины 2.
Затем обработку добывающей скважины 2 теплоизолирующим составом повторяют. Применение данного способа позволяет снизить затраты на подготовку теплоносителя и потерь тепловой энергии теплоносителя (на 10-15%) в процессе его закачки в горизонтальную нагнетательную скважину за счет применения теплоизолированных труб, по которым производится закачка пара и заполнение межтрубного пространства за теплоизолированными трубами негорючим газом, при этом также снижаются финансовые затраты на подготовку теплоносителя (энергозатраты для ПГУ).
Кроме того, предложенный способ позволяет повысить эффективность разработки месторождения тяжелой нефти или битума путем создания экрана из теплоизолирующего состава напротив горизонтального участка добывающей скважины, в котором размещены клапаны при резком снижении объемов отбора продукции (закрытии клапанов), что позволяет произвести оптимальную разработку месторождения с постепенной выработкой запасов тяжелой нефти или битума из пласта.