СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ
PROCEDURE FOR DEVELOPMENT OF DEPOSIT WITH HIGH VISCOUS OIL

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей высоковязкой нефти и/или битума.
Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти, включающий бурение вертикальных нагнетательных скважин и горизонтальных добывающих скважин (патент РФ №2334098, МПК Е21В 43/24, опубл. БИ №26, 20.09.2008 г.), закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины, горизонтальные стволы двух добывающих скважин располагают на одной линии навстречу друг другу с размещением концов вблизи один от другого, горизонтальные стволы скважин проводят в 1,5-2,5 м над подошвой продуктивного пласта и перфорируют, выше концов горизонтальных стволов добывающих скважин на 3,5-4,5 м, размещают низ вертикальной нагнетательной скважины, перфорированной в интервале 0,5-1,5 м от низа, параллельно линии горизонтальных стволов двух добывающих скважин в залежи располагают горизонтальные стволы других горизонтальных скважин с теми же параметрами и с аналогичным расположением нагнетательной скважины, формируя параллельные линии отбора и нагнетания рабочего агента, при этом в качестве рабочего агента используют пар в чередовании с воздухом.
Недостатками этого способа являются: сложность строительства скважин, что ведет к дополнительным затратам материальных ресурсов, невозможность использовать для добычи высоковязкой нефти, так как воздух вызывает несанкционированное горение продукции продуктивного пласта, невозможность использовать для прогрева пластов толщиной более 15 м, после образования паровой камеры невозможно регулировать текучесть добываемой продукции.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является «Способ разработки залежи высоковязкой нефти» (патент RU №2334097, Е21В 43/24, опубл. Бюл. №26 от 20.09.2008 г.), включающий бурение вертикальных нагнетательных и добывающих скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, при этом нагнетательные скважины размещают между добывающими скважинами с расстоянием между скважинами 30-250 м, низ нагнетательных скважин размещают на расстоянии 5-7 м от подошвы продуктивного пласта, низ добывающих скважин размещают на расстоянии 0,5-1,5 м от подошвы продуктивного пласта, скважины перфорируют в интервале низа, равном 0,6-1,0 м, а в качестве теплоносителя используют пар в чередовании с воздухом.
Недостатками этого способа являются: сложность строительства скважин, что ведет к дополнительным затратам материальных ресурсов, техническая возможность не позволяет реализовывать способ для добычи высоковязкой нефти, так как воздух вызывает несанкционированное горение продукции продуктивного пласта, невозможно использовать для прогрева пластов толщиной более 15 м, после образования паровой камеры невозможно регулировать текучесть добываемой продукции, прогрев всей обсадной колонны, что может привести к заколонным перетокам, связанным с разрушением цементного камня, а также невозможно регулировать приток жидкости на определенных участках после обводнения продукции пласта.
Техническими задачами предлагаемого способа являются повышение степени выработки запасов высоковязкой нефти за счет зоны более интенсивного прогрева пласта и разжижения разогретой продукции и реагентами с учетом создания паровой камеры, а также более щадящего режима работы за счет закачки теплоносителя в жидком состоянии по колонне труб, не взаимодействующими с обсадной колонной, и изоляцией зоны закачки скважины от вышезакрепленных труб пакером, регулирование притока нефти на участках с обводнившейся продукцией скважины, что позволяет увеличить коэффициент извлечения нефти (КИН), остановкой закачки перегретой жидкости и охлаждение пласта до температуры, поддерживающей вязкость нефти, с последующим извлечением продукции через добывающие вертикальные скважины.
Технические задачи решаются способом разработки залежи высоковязкой нефти, включающим строительство вертикальных нагнетательных и добывающих скважин по одной из сеток, закачку пара в пласт через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, причем нагнетательные скважины размещают между добывающими скважинами, нагнетательные скважины перфорируют выше зоны перфорации добывающих скважин.
Новым является то, что зона перфорации добывающих скважин расположена в нижней четверти продуктивного пласта, а нагнетательных - в верхней половине, при этом в нагнетательные скважины для закачки перегретой жидкости в пласт спускают колонны труб, оборудованные снизу струйными насосами каждая, которые устанавливают ниже зон перфорации, выше которых в каждой устанавливают пакер, причем по колонне труб закачивают перегретую жидкость под давлением, превышающим давление парообразования, а перегретую жидкость перед закачкой нагревают до температуры, превышающей температуру парообразования при пластовом давлении, после образования паровой камеры в пласте в перегретую жидкость периодически добавляют растворитель, величину и количество которого контролируют по вязкости продукции пласта, добываемой из добывающих скважин, после обводнения продукции пласта в одном из его участков прекращают закачку перегретой жидкости в пласт и отбор продукции пласта, и производят охлаждение до минимальной температуры, поддерживающей вязкость высоковязкой нефти с последующим извлечением продукции пласта на периферии этой области, после чего закачку перегретой жидкости в пласт и отбор продукции пласта возобновляют в циклическом режиме с остановками при обводнении продукции на определенном участке пласта.
На чертежах показана схема реализации способа.
На фиг.1 показано: вертикальная нагнетательная скважина - 1, вертикальные добывающие скважины - 2, продуктивный пласт - 3, интервал перфорации вертикальной нагнетательной скважины - 4, интервал перфорации вертикальных добывающих скважин - 5, колонны труб - 6, струйный насос - 7, пакер - 8, насос - 9, паровая камера - 10.
На фиг.2 показано: 1 - нагнетательные скважины, 2 - добывающие скважины, 11 - участок обводнения скважин нефтяной залежи.
Способ разработки залежи высоковязкой нефти включает строительство вертикальных нагнетательных 1 (см. фиг.1) и добывающих 2 скважин, закачку пара в пласт 3 через нагнетательные скважины 1 и отбор нефти через добывающие скважины 2, причем нагнетательные скважины 1 размещают между добывающими скважинами 2, нагнетательные скважины 2 перфорируют 4 выше зоны перфорации 5 добывающих скважин 2. Зона перфорации 5 добывающих скважин 2 расположена в нижней четверти продуктивного пласта 3, а нагнетательных 1 - в верхней половине. В нагнетательные скважины 1 для закачки перегретой воды в пласт 3 спускают колонны труб 6, оборудованные снизу струйными насосами 7 каждая, которые устанавливают ниже зон перфорации 4, выше которых в каждой устанавливают пакер 8. По колонне труб 6 закачивают перегретую воду под давлением, превышающим давление парообразования, а воду перед закачкой в нагревателях (не показаны) нагревают до температуры, превышающей температуру парообразования при пластовом давлении. После образования паровой камеры в пласте 3 в перегретую воду периодически добавляют растворитель, величину и количество которого контролируют по вязкости продукции пласта, добываемой из добывающих скважин 2. После обводнения продукции пласта в одном из его участков (см. фиг.2), в этой области прекращают закачку перегретой жидкости в пласт и отбор продукции пласта до температуры 40-50°С продукции пласта на периферии этой области пласта. После чего закачку перегретой жидкости в пласт и отбор продукции пласта возобновляют в циклическом режиме с остановками при обводнении продукции на определенном участке пласта.
Способ показан на примере конкретного выполнения.
2
3
В ходе геологических исследований определили залежи высоковязкой нефти со следующими характеристиками: глубина залегания кровли продуктивного пласта 813 м, общая толщина пласта составила 61,3 м, эффективная нефтенасыщенная толщина - 23 м, пористость 0,133 д.ед, проницаемость - 0,205 мкм, вязкость нефти в пластовых условиях - 302,8 мПа*с, вязкость нефти в поверхностных условиях - 705,1 мПа*с, плотность нефти - 910 т/м, пластовое давление - 8 МПа.
На залежи высоковязкой нефти с учетом уже существующего фонда скважин бурят пятиточечную сетку скважин. Затем в ходе геологических работ выбирают участки залежи с наиболее продуктивными нефтенасыщенными толщинами, и начинают запускать в эксплуатацию вертикальные добывающие и нагнетательные скважины, расположенные на этом участке.
Из условий гидростатического давления пласта 3 (на практике оно равнялось примерно 8 МПа) (см. фиг.1) определяют температуру, не ниже которой необходимо нагреть воду, исходя из графика парообразования перегретой воды в зависимости от давления и температуры: при гидростатическом давлении 8 МПа температура закачиваемой перегретой воды должна быть не менее 180°С. После чего воду нагрели до температуры 190°С при давлении 9,8 МПа (при котором производится закачка воды), что позволило удерживать воду в жидком состоянии даже при закачке после прохождения по колонне труб 6, на выходе которых температура воды составила примерно 185°С при давлении 9,8 МПа (что показали датчики, установленные в экспериментальную скважину), закачку перегретой воды производим при давлении выше давления упругости ее паров. При прохождении через струйный насос 7, на выходе которого давление равно гидростатическому давлению пласта 3, жидкость переходит в парообразное состояние при температуре 190°С и давлении 8 МПа. При этом из-за сужения в сопле струйного насоса 7 и из-за перехода жидкости в пар (объем пара в данных условиях по сравнению с жидкостью возрастает в 3-7 раз) в этом сопле образуется высокоскоростной поток, создающий разрежение в камере низкого давления струйного насоса 7, в которую через отверстия засасывается из подпакерного пространства продукция пласта 3, которая, в свою очередь, перемешивается в сопле струйного насоса с перегретой водой, быстро нагреваясь и переходя во взвешенное состояние с паром, при этом исключается отложение солей, так как струйный насос 7, спущенный ниже пакера 8, производит прогрев и перемешивание с нефтью пласта 3, а не с водой. Разогретая нефть с перегретой водой задавливается в пласт 3, где при теплообмене продукция пласта разогревается и перемешивается с разогретой нефтью. При этом разогретый пар с нефтью стремятся под кровлю пласта 3, выдавливая уже разогретую продукцию пласта 3 в подпакерное пространство. После увеличения давления закачки, связанного с повышением внутрипластового давления под действием закачиваемого пара на 10-30%, закачку перегретой воды прекращают и осуществляют отбор продукции пласта 3 через добывающие скважины 2 по полой колонне 6, разогретой до температуры перегретой воды.
В процессе отбора нагретой продукции пластовое давление падает с 8 МПа до 5 МПа, что говорит о выработке продукции из верхнего интервала пласта 3 и создании там паровой камеры 9. После чего в вертикальную нагнетательную скважину 1 вместе с водой закачивают оторочку растворителя, способствующего поддерживать необходимую вязкость высоковязкой нефти, например: реагент Миа - Пром, Сольвент тяжелый (150/300) Абсорбент Н (марка Б), Нефрас (120/120) или т.п. После того, как вязкость высоковязкой нефти стала допустимой (50-80 мПа*с) для извлечения ее из добывающих скважин 2 на поверхность, закачку растворителя прекращают и закачивают дозами только в условиях увеличения вязкости продукции.
В процессе извлечения продукции в добывающих вертикальных скважинах происходит обводнение до заданного параметра, например: до 70% (процент обводнения продукции устанавливает недропользователь). После чего закачку в вертикальные нагнетательные скважины 1 перегретой воды и реагентов, способствующих поддержанию вязкости высоковязкой нефти, и добычу продукции в вертикальных добывающих скважинах 2 в интервале обводнения 11 (см. фиг.2) прекращают и проводят промыслово-геофизические исследования.
После чего по данным ПГИ определяют интервал обводнения 11 и в этом интервале производят охлаждение продуктивного пласта 3 до температуры 50°С, тем самым создавая в интервале обводнения 11 продукции зону разрежения из-за уменьшения объема парогазовой камеры, что ведет к подтягиванию продукции в интервале обводнения, после чего работу на данном участке возобновляют в заданном режиме. Подобная операция на данном разрабатываемом участке проводится циклически, при достижении предельно рентабельной обводненности продукции.
Предлагаемый способ позволяет повысить степень выработки запасов высоковязкой нефти и увеличить коэффициент извлечения нефти за счет зоны более интенсивного прогрева пласта и разжижения разогретой продукцией и реагентами с учетом создания паровой камеры, а также более щадящего режима работы за счет закачки теплоносителя в жидком состоянии по колонне труб, не взаимодействующих с обсадной колонной, и изоляцией зоны закачки скважины от вышезакрепленных труб пакером, остановкой закачки перегретой жидкости и охлаждение пласта до температуры, поддерживающей вязкость нефти для извлечения ее через добывающие вертикальные скважины, расположенные по сетке скважин с учетом уже существующего фонда скважин, что в целом ведет к экономии материальных ресурсов.