СПОСОБ ДОБЫЧИ ТЯЖЕЛОЙ ИЛИ БИТУМИНОЗНОЙ НЕФТИ
HEAVY OR BITUMINOUS OIL PRODUCTION METHOD

Изобретение относится к способам разработки залежей тяжелых или битуминозных нефтей тепловыми методами с использованием горячей воды, водяного пара и растворителей.
Известен «Способ извлечения вязкой нефти с повышенным содержанием асфальтеновых компонентов» (патент US №4469177, Е21В 43/24, опубл. 04.09.1984 г.), включающий закачку в пласт ароматического растворителя, содержащего 45-60% фенолов, карбоновых кислот и их ангидридов последовательно с закачкой пара, с одновременным отбором продукции при продолжающейся закачке пара.
Недостатками способа являются: низкая эффективность при последовательной закачке растворителя и пара, непродуктивность использования пара из-за больших затрат энергии для подачи пара, значительно уменьшающего свой объем при высоких давлениях закачки, а также несоответствие экологическим нормам из-за применения фенола.
2
Известен «Способ внутрипластовой добычи битумов и тяжелой нефти за счет циклической закачки растворителя» (патент СА №2349234, Е21В 43/22, опубл. 30.11.2002 г.), включающий поочередный отбор с использованием разжижителя продукции пласта через одиночную горизонтальную скважину и закачку через нее в пласт растворителя, снижающего вязкость нефти, при давлении в коллекторе выше давления жидкой фазы в паровую, причем в качестве растворителя применяют углеводороды метан и/или пропан и СO, которые закачивают под высоким давлением, а в качестве разжижителя - пентан, гексан и/или гептан.
Недостатками способа являются: низкая эффективность и охват пласта из-за использования одиночной скважины, ускоренная кольматация пласта из-за осаждения асфальтосмолистых веществ при взаимодействии парафиновых углеводородных растворителей и разжижителей.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является «Способ разработки залежей тяжелых нефтей и природных битумов» (патент СА №2342955, Е21В 43/24, опубл. 04.10.2002 г.), включающий закачку пара, создание паровой камеры, совместную закачку пара и углеводородного растворителя и отбор продукции.
Недостатками способа являются: низкая эффективность и непродуктивность использования пара из-за больших затрат энергии для подачи пара, значительно уменьшающего свой объем при высоких давлениях, ускоренная кольматация пласта из-за осаждения асфальтосмолистых веществ при взаимодействии парафиновых углеводородных растворителей.
Общими недостатками аналогов являются также большие затраты на исследования продукции пласта и процентного содержания растворителей под них, которые также имеют высокую стоимость, низкая эффективность из-за непродуктивных затрат при нагнетании пара, так как его нужно закачать во всю внутреннюю полость скважины и только после этого он будет нагнетаться в пласт, при этом высокая вероятность отложения солей в зоне прогрева пласта из-за прогрева воды в скважине до температуры кипения нагнетаемым паром.
Технической задачей предлагаемого изобретения является удешевление способа добычи за счет исключения большого количества измерений и использования излишних скважинных измерительных приборов, а также исключения использования дорогостоящих растворителей, при этом увеличить эффективность за счет закачки в скважину воды в жидком состоянии с последующим переходом в парообразное непосредственно перед закачкой и интенсивного перемешивания вязкой продукции скважины с уже прогретой продукцией, исключающей отложение солей, с предварительной изоляцией пространства скважины выше продуктивного пласта.
Техническая задача решается способом добычи тяжелой или битуминозной нефти, включающим закачку пара в продуктивный пласт, создание паровой камеры в пласте и отбор продукции.
Новым является то, что в скважину спускают колонну труб, оборудованную снизу инжектором-смесителем с камерой низкого давления, межтрубное пространство скважины выше продуктивного пласта изолируют пакером, по колонне труб производят закачку воды, нагретой до температуры, превышающей температуру парообразования при пластовом давлении, и под давлением, превышающим давление парообразования таким образом, что обеспечивают переход воды в парообразное состояние в инжекторе-смесителе, засасывание из подпакерного пространства продукции пласта - нефти, перемешивание ее с паром и закачку в продуктивный пласт до повышения внутрипластового давления на 10-30%, после чего закачку пара прекращают и переходят к отбору продукции пласта.
Новым является также то, что отбор продукции продуктивного пласта осуществляют из отдельной горизонтальной скважины, проложенной у подошвы пласта в направлении вертикальной скважины на расстоянии от ее забоя на менее 5 м.
На фиг.1 изображена схема вертикальной скважины для реализации способа.
На фиг.2 изображена схема реализации способа при добыче из горизонтальной скважины.
На фиг.3 изображен график парообразования воды в зависимости от давления и температуры.
Способ добычи тяжелой или битуминозной нефти, включающий закачку (см. фиг.1) пара по скважине 1 в продуктивный пласт 2, создание паровой камеры (не показана) в пласте 2 и отбор продукции, например, при помощи насоса 3 (штангового, или электропогружного). Закачку воды производят по колонне труб 4 после изоляции межтрубного пространства скважины 1 выше продуктивного пласта 2 проходным пакером 5 под давлением, превышающим давление парообразования. Колонну труб 4 оборудуют снизу перед спуском в скважину инжектором-смесителем 6 (струйным насосом), камера низкого давления 7 которого сообщена с подпакерным пространством 8 через отверстия 9. Воду перед закачкой нагревают до температуры, превышающей температуру парообразования при гидростатическом давлении пласта 2.
Отбор продукции продуктивного пласта 2 (см. фиг.2) осуществляют из отдельной горизонтальной скважины 10, проложенной у подошвы пласта 2 в направлении вертикальной скважины 1 на расстоянии от ее забоя на менее 5 м.
Причем продукцию откачивают насосом 3 по полой колонне 11 (см. фиг.1 и 2).
Способ осуществляют следующим образом.
Строят скважину 1 (см. фиг.1), вскрывают продуктивный пласт 2, содержащий тяжелые и/или битуминозные нефти, проводят исследования пласта 2, определяя пластовое гидростатическое давление. После чего спускают в скважину 1 колонну труб 4 с седлом 12 под вставляемый насос 3, проходным пакером 5 и установленным снизу инжектором-смесителем 6 так, чтобы устанавливаемый после спуска пакер 5 герметизировал межтрубное пространство скважины 1 выше пласта 2. Причем вокруг седла 12 для свободного прохода перегретой жидкости выполнены обводные каналы 13, которые могут быть оборудованы обратными клапанами 14 для исключения передачи избыточного давления, возникающего при закачке пара в пласт, на устье скважины в обход насоса 3, что снижает перепад давлений, необходимый для подъема продукции пласта 2, на насосе 3, повышая его коэффициент полезного действия (КПД) и увеличивает количество отбора продукции пласта 2 за один цикл работы насоса 3. Затем на полой колонне 11 спускают насос 3, который герметично фиксируется в седле 12.
Из условий гидростатического давления пласта 2 (на практике оно равнялось примерно 0,4 МПа) определяют температуру, не ниже которой необходимо нагреть воду, исходя из графика парообразования воды в зависимости от давления и температуры (см. фиг.3): при гидростатическом давлении 0,4 МПа температура закачиваемой воды должна быть не менее 144°С (см. точка В на фиг.3). После чего воду нагрели до температуры 160°С при давлении 0,8 МПа (при котором производится закачка воды), что позволило удерживать воду в жидком состоянии даже при закачке после прохождения по колонне труб 4 (см. фиг.1) и обводные каналы 13 с клапанами 14, на выходе которых температура воды составила примерно 155°С при давлении 0,7 МПа (что показали датчики, установленные в экспериментальную скважину), что соответствует точке А (см. фиг.3). При прохождении через инжектор-смеситель 6 (см. фиг.1), на выходе которого давление равно гидростатическому давлению пласта 2, жидкость переходит в парообразное состояние при температуре 155°С и давлении 0,4 МПа, что соответствует точке Б (см. фиг.3). При этом из-за сужения в сопле инжектора-смесителя 6 (см. фиг.1) 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 7 инжектора-смесителя 6, в которую через отверстия 9 засасывается из подпакерного пространства 8 продукция пласта 2, которая, в свою очередь, перемешивается в сопле инжектора-смесителя 6 с паром, быстро нагреваясь и переходя во взвешенное состояние с паром, при этом исключается отложение солей, так как инжектор-смеситель 6, спущенный ниже пакера 5, производит прогрев и перемешивание с нефтью пласта 2, а не с водой. Разогретая нефть с паром задавливается в пласт 2, где при теплообмене продукция пласта разогревается и перемешивается с разогретой нефтью. При этом разогретый пар с нефтью стремятся под кровлю пласта 2, выдавливая уже разогретую продукцию пласта 2 в подпакерное пространство 8. После увеличения давления закачки, связанным с повышением внутрипластового давления под действием закачиваемого пара на 10-30% (на практике: с 0,8 до 0,9-1,0 МПа), закачку перегретой воды прекращают и осуществляют отбор продукции пласта 2 насосом 3 по полой колонне 11, разогретой до температуры перегретой воды. Отбор прекращают при снижении температуры продукции пласта 2 на устье скважины 1 до 30-50°С. После чего цикл работы повторяют.
При использовании нагнетательных вертикальных 1 (см. фиг.2) и добывающих горизонтальных скважин 10 строят вертикальную 1 и горизонтальную скважину 10, проложенную у подошвы пласта 2 в направлении вертикальной скважины 1 на расстоянии от ее забоя на менее 5 м (для исключения прорыва пара), вскрывают продуктивный пласт 2, содержащий тяжелые или битуминозные нефти, проводят исследования пласта 2, определяя пластовое гидростатическое давление. После чего спускают в вертикальную скважину 1 колонну труб 4 с проходным пакером 5 и установленным снизу инжектором-смесителем 6 так, чтобы устанавливаемый после спуска пакер 5 герметизировал межтрубное пространство скважины 1 выше пласта 2, а в горизонтальную скважину 10 на полой колонне 11 спускают насос 3.
Из условий гидростатического давления пласта 2 (на практике оно равнялось примерно 0,4 МПа) определяют температуру, не ниже которой необходимо нагреть воду, исходя из графика парообразования воды в зависимости от давления и температуры (см. фиг.3): при гидростатическом давлении 0,4 МПа температура закачиваемой воды должна быть не менее 144°С (см. точка В на фиг.3). После чего воду нагрели до температуры 160°С при давлении 0,7 МПа (при котором производится закачка воды), что позволило удерживать воду в жидком состоянии даже при закачке после прохождения по колонне труб 4 (см. фиг.2) на входе в инжектор-смеситель 6 температура воды составила примерно 155°С при давлении 0,7 МПа (что показали датчики, установленные в экспериментальную скважину), что соответствует точке А (см. фиг.3). При прохождении через инжектор-смеситель 6 (см. фиг.2), на выходе которого давление равно гидростатическому давлению пласта 2, жидкость переходит в парообразное состояние при температуре 155°С и давлении 0,4 МПа, что соответствует точке Б (см. фиг.3). При этом из-за сужения в сопле инжектора-смесителя 6 (см. фиг.2) 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 7 инжектора-смесителя 6, в которую через отверстия 9 засасывается из подпакерного пространства 8 продукция пласта 2, которая, в свою очередь, перемешивается в сопле инжектора-смесителя 6 с паром, быстро нагреваясь и переходя во взвешенное состояние с паром. Разогретая нефть с паром задавливается в пласт 2, где при теплообмене продукция пласта разогревается и перемешивается с разогретой нефтью. При этом разогретый пар с нефтью стремятся под кровлю пласта 2, выдавливая уже разогретую продукцию пласта 2 в горизонтальную скважину 10. Отбор продукции пласта 2 насосом 3 по полой колонне 11.
При этом закачка перегретой воды в жидком состоянии значительно упрощает работу, так как жидкость перекачивается по колонне труб 4 (см. фиг.1 и 2) практически без потери давления, а применяемое устьевое оборудование (насосы, клапаны, соединения труб и т.п. - на фиг. не показаны) для закачки теплоносителя (в качестве которого выступает вода) значительно дешевле аналогов, применяемых для перекачки газообразного теплоносителя. Закачка же газообразного теплоносителя в пласт 2, где в качестве растворителя используется нагретая и находящаяся во взвешенном состоянии продукция пласта 2 (тяжелая или битуминозная нефть), позволяет прогреть пласт 2 по всей его толщине и переводя, а нагретая и находящаяся во взвешенном состоянии продукция пласта 2 интенсивно растворяет, переводя в более текучее состояние продукцию пласта, находящуюся в пласте 2, которая стекает в скважину 1, откуда отбирается насосом 3. Причем после добычи нефти нет необходимости очищать добытую нефть из скважины 1 от реагентов, так как растворение происходит той же нефтью. При этом исключение отложения солей при нагреве продукции пласта 2 в подпакерном пространстве 8 исключает их отложение в продуктивном пласте 2 и, как следствие, не приводит к преждевременной кольматации данного пласта 2, снижая его нефтеотдачу.
Наличие пакера 5, установленного в вертикальной скважине 1 над продуктивным пластом 2, исключает потери на прогрев всего объема жидкости, находящейся в скважине 1, и распределения объема газообразного состояния воды (пара) на весь внутренний объем скважины 1, что уменьшает количество пара, поступающего в пласт 2 и, как следствие, снижениет эффективность использования этого способа для вытеснения продукции пласта 2.
Отсутствует необходимость постоянного контроля скважинными измерительными приборами за процессом закачки воды в парообразном состоянии в пласт 2, так как достаточно устьевых приборов (на фиг. не показаны) и первоначальных данных исследования свойств продуктивного пласта 2.
Предлагаемый способ позволяет удешевить технологический процесс добычи тяжелой или битуминозной нефти за счет исключения большого количества измерений и использования излишних скважинных измерительных приборов, а также позволяет увеличить эффективность этого процесса за счет закачки в скважину воды в жидком состоянии с последующим переходом в парообразное непосредственно перед закачкой и интенсивного перемешивания вязкой продукции внутри скважины с уже прогретой продукцией, исключая также отложение солей, с предварительной изоляцией пространства скважины выше продуктивного пласта.