Способ разработки пласта сверхвязкой нефти равномерным парогравитационным воздействием
METHOD FOR DEVELOPING LAYER OF ULTRA-VISCOUS OIL BY UNIFORM VAPOR-GRAVITY ACTION

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке пластов сверхвязкой нефти методом парогравитационного воздействия.
Известен способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием отбора продукции скважины, 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 насосом через горизонтальную добывающую скважину с уменьшением отбора в зонах наличия температурных пиков, осуществляя равномерный прогрев паровой камеры. Согласно известному способу, при строительстве скважин их горизонтальные участки оборудуют устанавливаемыми напротив зон продуктивного пласта фильтрами, причем в добывающей скважине фильтры выполнены в виде разбивающих продуктивный пласт на зоны секций, внутри которых размещают хвостовик насоса с регулируемыми в зависимости от температуры клапанами, выполненными в виде эластичных манжет, заполненных расширяемым при повышении температуры материалом, установленными снаружи хвостовика между входными отверстиями и размещенными напротив соответствующих секций фильтров с возможностью их герметичного перекрытия при повышении температуры добываемых тяжелой нефти или битума до 0,5-0,9 от температуры, при которой происходит прорыв теплоносителя в горизонтальный участок добывающей скважины из горизонтального участка нагнетательной скважины (патент РФ №2407884, кл. Е21В 43/24, опубл. 27.12.2010).
Недостатком известного способа является отсутствие возможности равномерного прогрева неоднородного продуктивного пласта, приводящее к снижению охвата паротепловым воздействием. В результате нефтеотдача продуктивного пласта остается низкой.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием закачки теплоносителя в скважину, 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 отбором продукции через горизонтальную добывающую скважину, 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, изменяя зоны прогрева, при строительстве скважин их горизонтальные участки оборудуют фильтрами, на устье нагнетательной скважины колонну труб для закачки теплоносителя оснащают трубопроводом с задвижкой, а выходные отверстия колонны труб размещены в фильтре, разбивая его на зоны прогрева так, что исключают прорыв теплоносителя в добывающую скважину через более прогретую зону, регулируют подачу теплоносителя в зависимости от термограммы паровой камеры, снимаемой в добывающей скважине. В известном способе в нагнетательной скважине фильтр герметично разделяют на две зоны прогрева, выполненные на его начальном и конечном участках, а выходные отверстия колонны труб в ней разделены на две группы и выполнены напротив соответствующих зон прогрева пласта, закачку теплоносителя в пласт осуществляют по колонне труб через фильтр сначала в конечную зону прогрева продуктивного пласта, а по мере прогрева конечной зоны перераспределяют закачиваемый объем пара между начальной и конечной зонами прогрева продуктивного пласта, в колонну труб в нагнетательной скважине спускают колонну штанг с плунжером, в процессе закачки теплоносителя пространство между колонной труб и колонной штанг на устье нагнетательной скважины герметизируют, колонну штанг с плунжером размещают напротив первой группы выходных отверстий колонны труб, выполненных на одном уровне по периметру колонны труб с увеличением их пропускной способности под углом 270° между наименьшим и наибольшим выходным отверстием с возможностью их поочередного открытия и закрытия, а вторую группу отверстий выполняют в виде открытого конца колонны труб, при этом теплоноситель закачивают при постоянном расходе пара, подаваемого в колонну труб нагнетательной скважины, меняют соотношение объемов закачиваемого теплоносителя в начальную и конечную зоны прогрева теплоносителя за счет изменения подачи объема теплоносителя в первую зону прогрева путем ограниченного вращения с устья скважины колонны штанг с плунжером на угол в пределах от 25° до 270° относительно первой группы выходных отверстий колонны труб (патент РФ №2469187, кл. Е21В 43/24, опубл. 10.12.2012 - прототип).
Известный способ позволяет регулировать прогрев пласта закачкой пара только у пятки и носка горизонтального ствола, средняя часть горизонтального ствола остается нерегулируемой. В результате нефтеотдача продуктивного пласта остается невысокой.
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи продуктивного пласта.
Задача решается тем, что в способе разработки пласта сверхвязкой нефти равномерным парогравитационным воздействием, включающем бурение и обустройство пары параллельно расположенных горизонтальных скважин, где горизонтальный ствол нагнетательной скважины размещают над горизонтальным стволом добывающей скважины, спуск в горизонтальные стволы скважин обсадных колонн, цементирование затрубного пространства, перфорацию, закачку пара в нагнетательную скважину и равномерный прогрев паровой камеры за счет регулируемой закачки пара и изменением зон прогрева с учетом полученных в процессе паронагнетания термограмм, отбор продукции из добывающей скважины, согласно изобретению, заколонное пространство по всей длине горизонтального ствола нагнетательной скважины через перфорационные отверстия в обсадной колонне дискретно изолируют локальным размещением в нем термостойкого тампонажного материала, тем самым горизонтальный ствол нагнетательной скважины делят на интервалы по 20-100 м, в нагнетательную скважину спускают гибкий трубный паропровод, башмак которого оборудуют пакерами для предотвращения выхода пара в пространство скважины за пакерами и за интервалы ствола, между пакерами размещают перфорированный патрубок для закачки пара в пласт, причем перфорированный патрубок выполняют длиной, не превышающей расстояние между интервалами ствола, закачку пара в нагнетательную скважину и равномерность прогрева паровой камеры регулируют путем перемещения в обсадной колонне вдоль горизонтального ствола башмака указанного трубного паропровода с перфорированным патрубком со скоростью 0,1-1 м/с и остановкой между интервалами на время прогрева 6-48 ч.
Сущность изобретения.
На нефтеотдачу пласта сверхвязкой нефти, разрабатываемом методом парогравитационного дренирования, существенное влияние оказывает равномерность прогрева паровой камеры. Однако существующие технические решения не в полной мере позволяют выполнить данную задачу. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи продуктивного пласта. Задача решается следующим образом.
На фиг. 1 изображена схема расположения горизонтальных добывающей и нагнетательной скважин в вертикальном разрезе продуктивного пласта. Обозначения: 1 – паронагнетательная скважина, 2 – нефтенасыщенный продкутивный пласт, 3 – добывающая скважина, 4 – обсадная колонна, 5 – перфорационные отверстия, 6 – заколонное пространство, 7 – термостойкий тампонажный материал (изоляция), 8 – башмак трубного паропровода, 9 – гибкие насосно-компрессорные трубы (трубный паропровод), 10 – пакер башмака 8 трубного паропровода 9, 11 – перфорированный патрубок, 12 – кондуктор, 13 – дневная поверхность, 14 – кровля продуктивного пласта 2, 15 – пакер для изоляции пространства между кондуктором 12 и обсадной колонной 4, 16 – лебедка, 17 – насос, 18 – термостойкий цемент в затрубном пространстве кондуктора 12.
Способ реализуют следующим образом.
Осуществляют строительство и подготовку к эксплуатации пары параллельно расположенных горизонтальных скважин, причем горизонтальный ствол паронагнетательной скважины 1, заканчивающийся в продуктивном пласте 2, размещают над горизонтальным стволом добывающей скважины 3, также заканчивающимся в продуктивном пласте 2 (фиг. 1). Скважины в горизонтальной части стволов обустраивают обсадными колоннами 4, затрубное пространство цементируют и вторично вскрывают, получая перфорационные отверстия 5.
Заколонное пространство 6 по всей длине горизонтального ствола нагнетательной скважины 1 через перфорационные отверстия 5 в обсадной колонне 4 дискретно изолируют локальным размещением в нем термостойкого тампонажного материала 7 (например, цемент, кремнеорганические жидкости, жидкое стекло и др.), тем самым горизонтальный ствол нагнетательной скважины 1 делят на интервалы по 20-100 м. Согласно исследованиям, деление горизонтального ствола нагнетательной скважины на интервалы длиной менее 20 м нецелесообразно, т.к. в пределах малых расстояний для большинства коллекторов изменение температурного градиента пласта невелико, тогда как при длине интервала более 100 м не обеспечивается должный равномерный прогрев пласта.
Далее в нагнетательную скважину 1 спускают гибкую насосно-компрессорную трубу (трубный паропровод) 9. Башмак 8 гибкого трубного паропровода 9 оборудуют пакерами 10 для предотвращения выхода пара в пространство скважины за пакерами и за интервалы ствола и, соответственно, для обеспечения направленной подачи пара. Между пакерами 10 размещают перфорированный патрубок 11 для закачки пара в пласт 2. Перфорированный патрубок 11 выполняют длиной, не превышающей расстояние между интервалами ствола.
Затем осуществляют закачку пара в пласт 2 через нагнетательную скважину 1. В процессе паронагнетания ведут съем термограмм прогрева пласта 2 паровой камерой. Регулировку закачки и равномерность прогрева паровой камеры осуществляют путем перемещения в обсадной колонне 4 вдоль горизонтального ствола башмака 8 указанного гибкого трубного паропровода 9 с перфорированным патрубком 11 со скоростью 0,1-1 м/с и остановкой между интервалами на время прогрева 6-48 ч. Это позволяет обеспечивать поддержание необходимого для добычи сверхвязкой нефти равномерного и достаточного градиента температуры вдоль пласта при нагнетании пара.
Согласно исследованиям, перемещение в обсадной колонне 4 вдоль горизонтального ствола башмака 8 гибкого трубного паропровода 9 с перфорированным патрубком 11 со скоростью менее 0,1 м/с нецелесообразно, т.к. время перемещения может оказаться больше времени остановки, тогда как при скорости более 1 м/с, возникает опасность поломки оборудования. При остановке трубного паропровода 9 с перфорированным патрубком 11 в каждом интервале на время прогрева менее 6 ч, либо более 48 ч, для большинства коллекторов температурный градиент вдоль горизонтального ствола оказывается разным, в результате пласт прогревается неравномерно.
Через добывающую скважину 3 ведут отбор продукции пласта 2.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки пласта.
Результатом внедрения данного способа является повышение нефтеотдачи продуктивного пласта.
Примеры конкретного выполнения способа.
Пример 1. Продуктивные пласты 2 залежи сверхвязкой нефти представлены неоднородными песчаниками мощностью 20-30 м, глубина залегания – 90 м, вязкость нефти – 10000 мПа·с, средняя проницаемость – 2Д (фиг. 1).
Осуществляют строительство и подготовку к эксплуатации пары параллельно расположенных горизонтальных скважин 1, 3, горизонтальные стволы которых заканчивают в продуктивном пласте 2. Горизонтальный ствол паронагнетательной скважины 1 размещают над горизонтальным стволом добывающей скважины 3 на расстоянии 6-7 м в вертикальной плоскости. Данное расстояние определяют как оптимальное расстояние между горизонтальными стволами скважин и рассчитывают по гидродинамическому моделированию. Расстояние по горизонтали между точками входа в продуктивный пласт нагнетательной 1 и добывающей 3 горизонтальных скважин составляет 25 метров. Горизонтальные участки скважин выполняют длиной по 500 м.
На скважинах 1 и 3 бурение под кондуктор 12 осуществляют долотом с диаметром 295 мм. Спускают кондуктор 12 диаметром 245 мм от дневной поверхности 13 до глубины 90 м – кровли 14 продуктивного пласта 2. Затрубное пространство кондуктора 12 цементируют термостойким цементом 18.
Бурение под обсадную колонну 4 на скважинах 1, 3 осуществляют долотом с диаметром 216 мм. В скважины 1, 3 спускают обсадную колонну 4 диаметром 168 мм, центрируют (на фиг.1 не показано), проводят вторичное вскрытие гидромеханическим перфоратором типа ПГМ-168, получая перфорационные отверстия 5. Межтрубное пространство в скважинах 1 и 3 между кондуктором 12 и обсадной колонной 4 изолируют пакерами 15.
Заколонное пространство 6 по всей длине горизонтального ствола нагнетательной скважины 1 через перфорационные отверстия 5 в обсадной колонне 4 дискретно изолируют локальным размещением в нем термостойкого тампонажного материала 7 (жидкое стекло), тем самым горизонтальный ствол нагнетательной скважины 1 делят на 7 интервалов по 100 м.
Далее в нагнетательную скважину 1 внутри обсадной колонны 4 спускают гибкую насосно-компрессорную трубу (трубный паропровод) диаметром 60 мм, способную перемещаться с помощью силовых тяг механизма лебедки 16 вдоль обсадной колонны 4. Башмак 8 трубного паропровода 9 оборудуют пакерами 10 для предотвращения выхода пара в пространство скважины за пакерами и за интервалы ствола. Между пакерами 10 размещают перфорированный патрубок 11 для закачки пара в пласт 2. Перфорированный патрубок 11 выполняют длиной 20 м.
Затем осуществляют закачку пара в пласт 2 через нагнетательную скважину 1. В процессе паронагнетания ведут съем термограмм прогрева пласта 2 паровой камерой. Регулировку закачки и равномерность прогрева паровой камеры осуществляют путем перемещения в обсадной колонне 4 вдоль горизонтального ствола башмака указанного трубного паропровода 8 с перфорированным патрубком 11 со скоростью 0,1 м/с и остановкой между интервалами на время прогрева длительностью 6 ч. Данные параметры определяют на основе моделирования процесса разработки, при которых обеспечивается равномерный прогрев пласта и при этом пласт не успевает остыть. Перемещение в обсадной колонне 4 башмака трубного паропровода 8 проводят следующим образом. Производят «посадку» пакеров 10 в одном из интервалов для предотвращения прорыва пара за пределы перфорированного патрубка 11. Затем, после прогрева интервала между изоляциями (тампонажный материал) 7, «срывают» пакера 10, перемещают патрубок 11 в следующий интервал между изоляциями 7, производят «посадку» пакеров 10. Работы повторяют последовательно от одного интервала к другому.
После увеличения температуры пласта, вязкость сверхвязкой нефти уменьшается и под действием гравитационных сил стекает вниз, попадая в обсадную колонну 4 добывающей скважины 3. При этом осуществляют отбор продукции насосом 17 по добывающей скважине 3.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки продуктивного пласта 2.
Пример 2. Выполняют как пример 1. Коллектор характеризуется иными геолого-физическими характеристиками и размерами. Горизонтальный ствол нагнетательной скважины делят на интервалы по 20 м. Регулировку закачки и равномерность прогрева паровой камеры осуществляют путем перемещения в обсадной колонне вдоль горизонтального ствола башмака трубного паропровода с перфорированным патрубком со скоростью 1 м/с и остановкой между интервалами на время прогрева 48 ч.
В результате разработки, которое ограничили достижением обводненности залежи до 98%, было добыто 32,7 тыс.т нефти, коэффициент нефтеизвлечения (КИН) составил 0,487 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 29,9 тыс.т нефти, КИН составил 0,445 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу – 0,042 д.ед.
Предлагаемый способ позволяет создать равномерный прогрев пласта вдоль пары горизонтальных скважин, соответственно, повысить охват и коэффициент нефтеизвлечения пласта сверхвязкой нефти за счет использования перемещаемого трубного паропровода.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи продуктивного пласта.