СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ ИЛИ БИТУМА ПРИ ТЕРМИЧЕСКОМ ВОЗДЕЙСТВИИ
METHOD FOR DEVELOPING OF RESERVOIR OF SUPER-VISCOUS OIL OR BITUMEN UNDER THERMAL EXPOSURE

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти.
3
Известен способ разработки залежи сверхвязкой нефти (патент RU №2531412, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №29 от 20.10.2014), включающий бурение пары горизонтальных верхней нагнетательной и нижней добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости, прогрев пласта закачкой пара в обе скважины с образованием паровой камеры, разогрев межскважинной зоны пласта, снижение вязкости сверхвязкой нефти, закачку пара в верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину и отбор продукции из нижней горизонтальной добывающее скважины, при этом прогревают пласт закачкой пара в обе скважины до стабилизации величины паронефтяного отношения, после чего поочередно используют три режима разработки залежи сверхвязкой нефти, первый режим включает закачку пара в нагнетательную скважину и выдержку его в пласте в течение 48-72 часов, второй режим включает закачку в добывающую скважину пропиленгликоля из расчета 5 м на 100 м горизонтального участка добывающей скважины с содержанием основного вещества не менее 98% с выдержкой в пласте в течение 12-24 часов и одновременной циркуляцией водяного пара в нагнетательной скважине, третий режим включает добычу высоковязкой нефти из добывающей скважины до возрастания величина паронефтяного отношения в 1,5 раза.
3
Недостатками способа являются отсутствие контроля равномерности прогрева межскважинного пространства на всех этапах эксплуатации пары скважин, что может привести к прорывам пара и выходу из строя насосного оборудования. Также после начала отбора продукции добывающей скважиной и достижения паронефтяного отношения 2,2-3,8 м/т, то есть фактического получения растущего дебита по нефти, нецелесообразно останавливать отбор, переводить пару скважин на циклический режим работы, включающий период 48-72 суток без закачки пара, что приведет к остыванию паровой камеры и необходимости повторного освоения паром обеих скважин и создания паровой камеры.
Также известенспособ разработки нефтебитумной залежи (патент RU №2287677, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №32 от 20.11.2006), включающий строительство добывающей двухустьевой горизонтальной скважины и отбор продукции, при этом выше добывающей двухустьевой горизонтальной скважины параллельно ей строят нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину, создают проницаемую зону между скважинами за счет нагнетания водяного пара в обе скважины, после создания проницаемой зоны подают пар только в нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину, а по добывающей двухустьевой горизонтальной скважине отбирают продукцию, при этом степень сухости закачиваемого пара периодически чередуют, вначале закачивают пар высокой степени сухости до увеличения приемистости нагнетательной двухустьевой горизонтальной скважины и доли пара в отбираемой продукции, а затем закачивают пар малой степени сухости, объем которого определяют по повышению давления нагнетания, которое поддерживают не превышающим давление раскрытия вертикальных трещин, а продукцию отбирают по добывающей двухустьевой горизонтальной скважине до полной выработки продуктивного пласта.
Недостаткамиданного способа являются высокие материальные и энергетические затраты на строительство двухустьевых горизонтальных скважин, связанные с необходимостью добуривания, обсаживания, цементирования и обустройства второго устья, отсутствие контроля состояния прогрева горизонтального ствола добывающей скважины, что может привести к прорывам пара к насосу и к неравномерному прогреву, и использование свабного насоса, который имеет ряд недостатков (низкая производительность, высокий износ сваба и резиновых уплотнителей, необходимость нахождения подъемника и бригады подземного ремонта на устье добывающей скважины).
Наиболее близким к заявляемому способу по совокупности существенных признаков являетсяспособ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин(патент RU №2340768, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №34 от 10.12.2008), 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 этого способа являются высокие материальные и энергетические затраты на строительство двухустьевых горизонтальных скважин, связанные с необходимостью добуривания, обсаживания, цементирования и обустройства второго устья, а также отсутствие контроля продуктивности скважины для повышения эффективности ее эксплуатации.
Техническими задачами предлагаемого способа являются равномерныйохват пласта тепловым воздействием, повышение коэффициента извлечения нефти, снижение обводненности добываемой продукции и повышение производительности скважины.
Технические задачи решаются способом разработки залежи высоковязкой нефти или битума при термическом воздействии, включающимстроительство горизонтальных расположенных друг над другом верхней - нагнетательной скважины и добывающей скважины, прогрев продуктивного пласта закачкой пара в обе скважины с созданием паровой камеры, закачку пара в нагнетательную скважину и отбор продукции через добывающую скважину с контролем температуры по всей длине, изменение зон прогрева в нагнетательной скважине при наличии температурных пиков в добывающей скважине для обеспечения равномерности прогрева паровой камеры в пласте.
Новым является то, что при бурении скважин отбирают керны и определяют плотность продукции пласта и плотность воды, подготовленной для закачки в пласт через парогенератор, в диапазоне температур, которые возникают при прогреве пласта, горизонтальный участок нагнетательной скважины оснащают двумя колоннами труб с соответствующими выходами в начале и в конце горизонтального участка с расстоянием между выходами не менее 150 м, вход насоса, обеспечивающего добычу продукции пласта, располагают в проекции между выходами колонн труб нагнетательной скважины, при добыче продукции контролируют ее обводненность, анализируя плотность добываемой продукции, при изменении обводненности продукции более 5% производят регулирование объемов закачиваемого пара и отбора жидкости пропорционально обводненности, а при изменении более 15% - изменяют зоны прогрева пласта, перемещая выходы колонн труб в нагнетательной скважине и вход насоса в добывающей скважине в менее прогретые зоны горизонтальных участков соответствующих скважин.
Новым является также то, что вход насоса в добывающей скважине при установке оснащают датчиками температуры и давления.
На фиг. 1 график изменения плотностей пластовой воды и продукции пласта в зависимости от температуры.
На фиг. 2 показана термограмма по длине горизонтального ствола при оптимальной работе.
На фиг. 3 показана термограмма по длине горизонтального ствола при изменении обводненности продукции более чем на 15%.
На фиг. 3 показана термограмма по длине горизонтального ствола при изменении обводненности продукции в интервале 5% -15%.
Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума при термическом воздействии, включаетстроительство в продуктивном пласте горизонтальных добывающей скважины и нагнетательной скважины, располагаемой выше и параллельно добывающей скважине.При бурении скважин отбирают керны и определяют плотность продукции пласта и плотность воды, подготовленной для закачки в пласт через парогенератор, в диапазоне температур, которые возникают при прогреве пласта (фиг. 1). Горизонтальный участок нагнетательной скважины оснащают двумя колоннами труб (например, насосно-компрессорными трубами - НКТ) с соответствующими выходами в начале и в конце горизонтального участка с расстоянием между выходами не менее 150 м. Горизонтальный участок добывающей скважины оснащают датчиками температуры по всей длине (например, на геофизическом кабеле, на оптико-волоконном кабеле или т.п.- не показаны) для снятия термограмм (см. фиг 2 - 4). Горизонтальный участок добывающей скважины оснащают так же двумя колоннами НКТ с соответствующими выходами в начале и в конце горизонтального участка с расстоянием между выходами не менее 150 м. Прогрев продуктивного пласта начинают с закачки высокотемпературного пара в обе скважины, разогревают межскважинную зону пласта, снижают вязкость нефти или битума, а паровую камеру создают закачкой теплоносителя с возможностью прохождения последнего к верхней части продуктивного пласта. После остановки закачки пара через добывающую скважину, ее останавливают на термокапилярную пропитку, после которой в добывающую скважину спускают на колонне труб насос, а вход насоса, обеспечивающего добычу продукции пласта, располагают в проекции между выходами колонн труб нагнетательной скважины. Для пластов со сложной структурой (большая неравномерность по проницаемости в районе пары скважин, большое количество водных пропластков и т.п.) вход насоса при установке дополнительно оснащают датчиками температуры и давления для контроля за состоянием продукции пласта непосредственно на входе насоса. Далее производят закачку теплоносителя через горизонтальную нагнетательную скважину с увеличением размеров паровой камеры, а отбор продукции - через горизонтальную добывающую скважину со снятием термограмм (фиг. 2-4) и контролем ее обводненности продукции, анализируя ее плотность (фиг. 1) при фактической температуре.
При изменении обводненности продукции более 5% (фиг. 4) производят регулирование объемов закачиваемого пара и отбора жидкости пропорционально обводненности. Анализируя реакцию добываемой продукции и температуры в добывающей скважине на изменение количества закачиваемого пара через нагнетательную скважину определяют коэффициенты, показывающие на сколько нужно увеличить (уменьшить) количество закачиваемого пара для выравнивания температурного фона (фиг. 2) и увеличения (снижения) обводненности продукции пласта.
При изменении обводненности более 15% (фиг. 3)смещают зоны прогрева пласта, перемещая выходы колонн НКТ в нагнетательной скважине и вход насоса в добывающей скважине в менее прогретые зоны горизонтальных участков (фиг. 3) соответствующих скважин. Анализируют термограммы (фиг. 2-4), регулируют количество закачиваемого пара до получения равномерного фронта прогрева (фиг. 4).
Анализ обводненности продукции пласта по плотности добываемой продукции можно производить, сопоставляяих со стандартизированными таблицами (не показаны), получают текущие значения обводненности (а также средние за час, сутки), или по формуле:
где √ - обводненность добываемой жидкости (%);
3
ρж - плотность жидкости, замеряемая на устье добывающей скважины (кг/м);
3
ρв - плотность пластовой воды (кг/м);
3
ρн - плотность продукции пласта - нефти (кг/м).
Пример конкретного выполнения.
-6
2
НаАшальчинском поднятии Ашальчинского месторождениясверхвязкой нефти производят строительство пары одноустьевых горизонтальных скважин. В пласте вязкость нефти составляет 27350*10 м/с (при 8°С). Добывающая скважина с горизонтальным стволом длиной 944 м на глубине 103 м пробурена долотом диаметром 244,5 мм и обсажена колонной с фильтром. Нагнетательная скважина с горизонтальным стволом длиной 946 м на глубине 97 м пробурена долотом диаметром 244,5 мм. Горизонтальный ствол скважины обсажен колонной с фильтром. В нагнетательной скважине размещают две колонны НКТ, конец первой колонны НКТ диаметром 60 мм на глубину 230 м, конец второй колонны НКТ диаметром 89 мм спускают во вторую половину горизонтального ствола на глубину 635 м. В добывающей скважине конец первой колонны НКТ диаметром 60 мм спускают на глубину 320 м, конец второй колонны НКТ диаметром 89 мм спускают во вторую половину горизонтального ствола на глубину 840 м. Закачивают пар объемом 7000 т для нагнетательной и 5200 т для добывающей для разогрева межскважинной зоны пласта и снижения вязкости нефти или битума с суточным расходом 160 т/сут для нагнетательной скважины и 120 т/сут для добывающей скважины.
После закачки пара обе скважины останавливают на выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола добывающей скважины на 19 суток, в которой после извлечения насосно-компрессорных труб (НКТ) проводят термобарометрические измерения посредством геофизических исследований. По результатам исследований в горизонтальном стволе размещают спускаемый на колонне НКТ электроцентробежный насос марки ЭЦН5А-160-300 на глубине 205 м, оснащенный на приеме датчиками температуры и давления и оптоволоконный кабель по всей длине фильтра.
Закачивают пар через нагнетательную скважину 160 т/сут и отбирают пластовую продукцию посредством электроцентробежного насоса через добывающую скважину с режимом отбора 130 т/сут. Снимают термограммы (фиг. 2-4) вдоль ствола добывающей скважины и замеряют температуру и давление на приеме электроцентробежного насоса.
В лабораторных условиях проводят исследования проб (из кернов) по определению значений плотности обезвоженной нефти и пластовой воды в диапазоне температур от 8°С до 150°С (диаграмма зависимости представлена на фиг. 1), по результатам анализа проб трех скважин Ашальчинского поднятия.
Далее, используя данные по текущей плотности и температуре добываемой жидкости, получаемой с устьевых приборов учета, и сопоставляяих со стандартизированными таблицами, получают суточные значения обводненности в интервале 67% при температуре прогрева от 105°С в зоне начала фильтра с пикой в центральной части на глубине 295 м до 130°С и минимальный прогрев во второй половине ствола со значением 55°С на глубине 740 м (фиг. 2) в течение первых трех месяцев эксплуатации скважины.
При увеличении обводненности продукции на 17% - до 84% при термограмме (фиг. 3), перемещают ЭЦН в добывающей скважине на глубину 460 и получают суточные значения обводненности продукции-82% после двух месяцев эксплуатации. Далее перемещают точку подачи пара верхней нагнетательной скважины диаметром 89 мм на глубину 810 м, а ЭЦН в добывающей скважине на глубину 739 м и в течение месяца эксплуатации получают равномерную термограмму по всей длине фильтра и (фиг. 2) и суточные значения обводненности в интервале 66%. Один раз в месяц контролируют плотность поднимаемой на поверхность жидкости при температуре 80-85°С, исходя из диаграммы зависимостей (фиг. 1) при фактической температуре образца, определяют обводненность продукции по стандартизированной таблице и/или по формуле [1] для уточнения табличных данных.
При увеличении обводненности продукции на 8% - до 75% при термограмме (фиг. 4) снизили закачку пара через колонну НКТ, находящуюся на глубине 635 м, до суммарной закачки через нагнетательную скважину 155 т/сут. В результате получают равномерную термограмму по всей длине фильтра и (фиг. 2) и суточные значения обводненности продукции в интервале 64%.
При этом суммарная добыча нефти по сравнению с аналогичными скважинами Ашальчинского поднятия Ашальчинского месторождения сверхвязкой нефти увеличилась примерно на 4%, производительность добывающей скважины - примерно на 9% при обводненности продукции 55-75%.
Предлагаемый способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума при термическом воздействии позволил добиться равномерного охвата пласта тепловым воздействием, повысить коэффициент извлечения нефти, снизить обводненность добываемой продукции и повысить производительность скважины.