Способ извлечения сверхвязкой нефти и/или битума из залежи с малыми толщинами пласта (варианты)
METHOD FOR EXTRACTING EXTRA-VISCOUS OIL AND/OR BITUMEN FROM DEPOSITS WITH SMALL FORMATION THICKNESSES (OPTIONS)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам извлечения сверхвязкой нефти и/или битума из залежи с малыми толщинами пласта с использованием растворителей, полимеров и парового воздействия.
Известен способ извлечения сверхвязкой нефти и/или битума из залежи с малыми толщинами пласта (патент RU №2475636, МПК Е21В 43/22, опубл. 22.02.2013, бюл. №5), включающий закачку в скважины растворителя - рабочего агента, состоящего из вязкость-понижающего растворителя, в качестве которого используют алифатические углеводороды с числом углеродных атомов 5-7, и растворителя асфальтенов, который представляет собой ароматические углеводороды, в соотношении (90-80):(10-20), отбор продукции с контролем содержания методом фотоколориметрии асфальтено-смолистых компонентов в извлекаемых высоковязких нефтях или природных битумах и корректировку соотношения вязкость-понижающего растворителя и растворителя асфальтенов в рабочем агенте в соответствии с полученными данными. Контроль за изменением содержания асфальтено-смолистых компонентов в извлекаемых высоковязких нефтях или природных битумах ведут на протяжении всего времени извлечения, с использованием метода фотоколориметрии, и корректировку соотношения вязкость-понижающего растворителя и растворителя асфальтенов в рабочем агенте осуществляют исходя из графика изменения коэффициента светопоглощения: в случае уменьшения коэффициента светопоглощения, свидетельствующего об осаждении асфальтено-смолистых компонентов в пласте, увеличивая количество растворителя асфальтенов в рабочем агенте до отсутствия изменения коэффициента светопоглощения.
Низкая эффективность способа заключается в невозможности управления процессом при пароциклической закачке реагента, так как в процессе проведения способа не учитывают приемистость обрабатываемой скважины и наличие водопроявляющих интервалов горизонтальной скважиной, что приводит к уменьшению температурного диапазона воздействия на пласт при пароциклическом воздействии. Это приводит к низкой надежности и точности способа.
Известен способ извлечения сверхвязкой нефти и/или битума из залежи с малыми толщинами пласта (патент RU №2675276, МПК Е21В 43/24, 49/00, опубл. 18.12.2018, бюл. №35), включающий бурение скважины в продуктивном пласте для циклической закачки растворителя и отбора нефти с помощью насоса. До начала закачки производят предварительные исследования и определение состава керновой нефти и на их основе выбирают состав композиции оторочки и продавливающей композиции, производят бурение горизонтальной скважины в подошвенной зоне продуктивного пласта, направленную перфорацию горизонтального участка скважины по верхней образующей ствола, закачку в скважину композиции оторочки под давлением, превышающим давление гидроразрыва, в состав композиции оторочки входит неионогенное ПАВ, объемное соотношение алифатических, ароматических и поверхностно-активных компонентов составляет (90-80):(≤10):(≤10), затем в качестве продавливающей композиции используют смесь алифатических компонентов с ионогенным ПАВ в соотношении (≥90):(≤10) для снижения межфазного натяжения между закачиваемой композицией и конденсатом пара для улучшения проникновения пара, далее производят закачку пара для снижения вязкости добываемой продукции.
Низкая эффективность способа заключается в невозможности управления процессом при пароциклической закачке реагента, так как в процессе проведения способа не учитывают приемистость обрабатываемой скважины и наличие водопроявляющих интервалов горизонтальной скважиной, не учитывается объем закачиваемых реагентов, что приводит к уменьшению температурного диапазона воздействия на пласт. Гидроразрыв пласта приводит к прорыву пара в вышележащие горизонты и к непроизводительной потере пара, что для залежей с малыми толщинами пласта является критичным, так как пар может прорваться на поверхность, что приведет к нарушению целостности залежи и к остановке разработки объекта. Это приводит к низкой надежности и точности способа.
Известен способ извлечения сверхвязкой нефти и/или битума из залежи с малыми толщинами пласта (патент RU №2694983, МПК Е21В 43/24, 43/26, 43/22, С09K 8/592, 8/524, опубл. 18.07.2019, бюл. №20), включающий закачку в скважину растворителя, состоящего из вязкость понижающего растворителя, в качестве которого используют алифатические углеводороды с числом углеродных атомов 5-7, и растворителя асфальтенов, который представляет собой ароматические углеводороды, и последующий отбор продукции. До начала закачки производят предварительные исследования и определение состава керновой нефти и на его основе выбирают состав композиции оторочки и продавливающей композиции, производят закачку в скважину композиции оторочки под давлением, превышающим давление гидроразрыва, в состав композиции оторочки входит неиногенное поверхностно-активное вещество ПАВ, объемное соотношение алифатических, ароматических и поверхностно-активных компонентов составляет (90-80):(≤10):(≤10), после чего производят выдержку скважины на реагирование, а затем в качестве продавливающей композиции используют смесь алифатических компонентов с ионогенным ПАВ для снижения межфазного натяжения между закачиваемой композицией и конденсатом пара для улучшения проникновения пара, далее производят закачку пара для снижения вязкости добываемой продукции. Для проведения мероприятий используется одна скважина, которая может быть как с одним основным вертикальным стволом, так и многозабойной с наклонными или горизонтальными ответвлениями от основного вертикального ствола.
Низкая эффективность способа заключается в невозможности управления процессом при пароциклической закачке реагента, так как в процессе проведения способа не учитывают приемистость обрабатываемой скважины и наличие водопроявляющих интервалов скважины, не учитывается объем закачиваемых реагентов, что приводит к уменьшению температурного диапазона воздействия на пласт при пароциклическом воздействии на залежь. Также в изобретении приведено что, первоначально, композиция растворителя закачивается в холодный пласт, проталкивается вытесняющей холодной оторочкой и только после этого закачивается пар для снижения вязкости добываемой нефти. При такой последовательности закачки реагентов не может произойти существенного снижения вязкости нефти, поскольку нефть отделена от закачиваемого пара вытесняющей оторочкой, что ведет к снижению эффективности вытеснения сверхвязкой нефти и/или битума. Гидроразрыв пласта приводит к прорыву пара в вышележащие горизонты и к непроизводительной потере пара, что для залежей с малыми толщинами пласта является критичным, так как пар может прорваться на поверхность, что приведет к нарушению целостности залежи и к остановке разработки объекта, либо привести к неконтролируемому прорыву пара и перетокам растворителя в водоносный пласт, что нежелательно с точки зрения экологии. Это приводит к низкой надежности и точности способа.
Наиболее близким является способ извлечения сверхвязкой нефти и/или битума из залежи с малыми толщинами пласта (патент RU №2455475, МПК E21B 43/24, опубл. 10.07.2012, бюл. №19), включающий бурение в продуктивном стволе восходящего участка скважины, размещение в этом участке колонны насосно-компрессорных труб с центраторами, закачку растворителя и пара в кровельную часть пласта через вскрытую зону в конце восходящего участка скважины, выдержку для распределения тепла в пласте, отбор жидкости насосом. Закачку реагента и пара осуществляют поочередно. Максимальный угол кривизны восходящего участка скважины расположен в подошвенной части пласта, проводку восходящего участка ведут с углом подъема не менее 5-8° от подошвы пласта, забой восходящего участка располагают ниже кровли не менее 2 м и перед спуском колонны труб, которые выполняют теплоизолированными, восходящий участок скважины оборудуют фильтром с двумя вскрытыми зонами в начале и конце этого участка, а межтрубное пространство между фильтром и колонной труб и между вскрытыми зонами изолируют пакером, при этом насос располагают в пределах подошвенной части продуктивного пласта, выше вскрытой зоны в начале восходящего участка скважины, но ниже забоя восходящего участка скважины.
Низкая эффективность способа заключается в невозможности управления процессом при пароциклической закачке реагента, так как в процессе проведения способа не учитывают приемистость обрабатываемой скважины и наличие водопроявляющих интервалов горизонтальной скважины, не учитывается объем закачиваемых реагентов, что приводит к уменьшению температурного диапазона воздействия на пласт. Это приводит к низкой надежности и точности способа.
Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности способа извлечения сверхвязкой нефти и/или битума из залежи с малыми толщинами пласта за счет увеличения охвата воздействия пара на пласт и увеличения паровой камеры; расширение технологических возможностей способа при равномерном прогревании паровой камеры, за счет учета приемистости пароциклической скважины и блокирования водопроявляющих интервалов, вскрытых пароциклической скважиной; регулируемый температурный диапазон работы пароциклической скважины при одновременном увеличении дебитов нефти.
Технические задачи решаются способом извлечения сверхвязкой нефти и/или битума из залежи с малыми толщинами пласта, включающим бурение скважины в продуктивном пласте, размещение в скважине колонны насосно-компрессорных труб, закачку растворителя и пара в скважину, выдержку для распределения тепла в пласте, отбор жидкости насосом.
По первому варианту новым является то, что предварительно определяют приемистость пароциклической скважины и водопроявляющий интервал, закачивают пар до образования паровой камеры, при приемистости от 50 т/сут и до 300 т/сут и отсутствии водопроявляющего интервала производят совместную закачку растворителя и пара, в качестве растворителя применяют толуол или растворитель промышленный, либо их смесь в объемном соотношении (1-4):1, закачку растворителя осуществляют в объеме от 10% до 30% от суточной закачки пара, затем осуществляют технологическую выдержку продолжительностью не менее 21 суток, далее производят отбор жидкости насосом.
3
По второму варианту новым является то, что предварительно определяют приемистость пароциклической скважины и водопроявляющий интервал, закачивают пар до образования паровой камеры, при приемистости от 50 т/сут и до 300 т/сут и наличии как минимум одного водопроявляющего интервала закачивают в пароциклическую скважину термостойкий водоизолирующий состав при следующем соотношении компонентов, мас.%: полиакриламид - 0,3-0,7, гуар - 0,3-0,7, ацетат хрома - 0,05-0,06, оксид цинка или оксид магния - 0,05-0,06, формальдегид - 0,2-0,3 и вода - остальное, в объеме 0,036 м водоизолирующего состава на 1 м длины открытого водопроявляющего интервала в стволе скважины, продавливают термостойкий водоизолирующий состав в пласт технологической жидкостью, осуществляют технологическую выдержку на гелеобразование продолжительностью не менее 24 ч, далее производят совместную закачку растворителя и пара, в качестве растворителя применяют толуол или растворитель промышленный, либо их смесь в объемном (1-4):1, закачку растворителя осуществляют в объеме от 10% до 30% от суточной закачки пара, затем осуществляют технологическую выдержку продолжительностью не менее 21 суток, далее производят отбор жидкости насосом.
3
По третьему варианту новым является то, что предварительно определяют приемистость пароциклической скважины и водопроявляющий интервал, закачивают пар до образования паровой камеры, при приемистости менее 50 т/сут и отсутствии водопроявляющего интервала закачивают в пароциклическую скважину 12%-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты в объеме 0,05-0,075 м на 1 м длины открытого ствола скважины, продавливают 12%-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты в пласт водой, осуществляют технологическую выдержку на реагирование продолжительностью 4 ч, промывают пароциклическую скважину аэрированной жидкостью или свабируют до значения нейтрального рН выносимой жидкости, далее производят совместную закачку растворителя и пара, в качестве растворителя применяют толуол или растворитель промышленный, либо их смесь в объемном соотношении (1-4):1, закачку растворителя осуществляют в объеме от 10% до 30% от суточной закачки пара, затем осуществляют технологическую выдержку продолжительностью не менее 21 суток, далее производят отбор жидкости насосом.
Способ реализуется при использовании следующих реагентов:
3
- углеводородный растворитель - толуол - бесцветная прозрачная жидкость, массовая доля основного вещества не менее 99,50%, плотность при 20°С 866-868 кг/м, выпускаемый по ГОСТ 5789-78;
3
- углеводородный растворитель - растворитель промышленный (РП) - однородная жидкость от слабо желтого до светло коричневого цвета при 25°С, содержание механических примесей не более 0,06%, объемная доля моноциклических ароматических соединений (в том числе бензола) не менее 16,8 (8)%, температура начала перегонки не ниже 50°С, плотность при 20°С 700-745 кг/м, выпускаемый по ТУ 0258-007-60320171-2016;
- полиакриламид (ПАА) - порошок, массовая доля основного вещества не менее 90%, содержание фракции с размером частиц менее 0,25 мм не более 10%, содержание фракции с размером частиц более 1,00 мм не более 10%, массовая доля нерастворимого осадка в пресной воде не более 0,3%, молекулярная масса в пределах 5-12 млн., степень гидролиза (анионность) в пределах 5-12% по массе, коэффициент солестойкости (по скрин-фактору) не менее 0,75 доли единиц, выпускаемый по ТУ 2458-024-14023401-2012 c изм. № 1, 2;
-1
- гуар (гуаровая камедь) - содержание основного вещества не менее 90%, водородный показатель (рН) 1%-ного водного раствора в пределах 6,5-8,5, динамическая вязкость 1%-ного раствора на пресной воде при скорости сдвига 27 с в пределах 1,3-3,5 Па⋅с, выпускаемый по ТУ 2458-019-57258729-2006;
3
- ацетат хрома, представляющий собой водный раствор плотностью 1280-1300 кг/м, с массовой долей ацетата хрома в пределах 49-52%, показатель активности ионов водорода рН=3-4, массовая доля нерастворимых в воде веществ не более 0,1%. В термостойком водоизолирующем составе является индуктором гелеобразования. Выпускается по ТУ 2499-023-55373366-2011 с изм. №1-6;
- оксид цинка (цинковые белила) - белый порошок, с массового долой основного вещества не менее 99%. Выпускается по ГОСТ 202-84;
- оксид магния - белый порошок, с массового долой основного вещества не менее 90%. Выпускается по ТУ-6-09-3023-79 или ИТС 21-2016 «Производство оксида магния, гидроксида магния, хлорида магния»;
- формалин, выпускаемый по ГОСТ 1625-2016 «Формалин технический. В термостойком водоизолирующем составе снижает подверженность биологической деструкции гуара;
3
- ингибированная соляная кислота - жидкость от бесцветного до желтого цвета, массовая доля хлористого водорода в пределах 22-24%, плотность при 20°С, г/см в пределах 1,108-1,119. Выпускается по ГОСТ 857-95 «Кислота соляная синтетическая техническая. Технические условия»;
- вода - техническая вода.
Сущность способа заключается в следующем.
Пласты, насыщенные сверхвязкой нефтью и/или битумом, отличаются низкими коэффициентами нефтеизвлечения. Внутрипластовые скважинные методы добычи сверхвязкой нефти и/или битума, осуществляемые при тепловом воздействии на пласт, отличаются высокой стоимостью и энергоемкостью.
Определение наличия вскрытых водопроявляющих интервалов пласта и последующее ограничение водопритока в скважину, при осуществлении добычи сверхвязкой нефти и/или битума, приводит к предотвращению возникающих техногенных и природных перетоков, нижележащих и сопровождающих залежи минерализованных вод, в вышележащие горизонты пресных вод. Применение термостойкого водоизолирующего состава приводит к направленному воздействию на высокопроницаемую зону пласта, где скорость фильтрации выше, тем самым создавая стойкий к прорыву вод экран с своевременным отверждением.
Наличие уплотненных и заглинизированных пропластков, при разработке месторождений сверхвязкой нефти и/или битума, приводит к отсутствию приемистости пароциклической скважины, что в свою очередь приводит к выбыванию скважины из работы и непроизводительному расходу средств компании. Поэтому применение предварительной закачки 12%-ного водного раствора ингибированной соляной кислоты эффективно воздействует на карбонатную и терригенную матрицу пласта, увеличивая проницаемость пласта.
Применение в способе растворителя (РП или толуола или их смеси в объемном соотношении (1-4):1) приводит к растворению твердых компонентов нефти, снижает вязкость нефти, повышает подвижность сверхвязкой нефти и/или битума в пласте. Это связано с технологическими свойствами растворителя, такими, как высокая растворяющая способность, изменение физических свойств жидкостей в зоне контакта (снижение вязкости и т.д.), перемешивание жидкостей в зоне их контакта и в системе пор, возникновение эффекта массопереноса под действием молекулярной диффузии, способность быстро испаряться, способность удалять органические загрязнения с поверхности породы и металлов, способность к минимальному образованию отложений своих компонентов, стабильность свойств растворителей.
Тепловое воздействие, применяемое в способе, увеличивает температуру в нефтенасыщенном пласте, повышает растворимость твердых компонентов нефти в углеводородном растворителе, снижает вязкость нефти, улучшает условия для капиллярной пропитки породы пласта.
Совместное применение растворителя, в объеме от 10% до 30% от суточной закачки пара, и теплового воздействия на пласт сверхвязкой нефти и/или битума, позволит снизить расход пара и увеличит добычу сверхвязкой нефть и/или битума, тем самым уменьшая энергоемкость технологий.
Обработка, вскрытых водопроявляющих интервалов пласта, термостойким водоизолирующим составом позволяет избежать непроизводительную закачку пара, потерю текучести сверхвязкой нефти и/или битума, увеличения обводненности продукции скважин, что в совокупности значительно повысит эффективность разработки залежи сверхвязкой нефти и/или битума.
Для проведения способа используется одна скважина, которая может быть с вертикальным, горизонтальным и наклонным стволом.
По первому варианту
Осуществляют бурение скважины в продуктивном пласте, размещают колонну насосно-компрессорных труб, при необходимости с центраторами.
Проводят комплекс геофизических исследований в обрабатываемом пласте сверхвязкой нефти и/или битума и исследования керна. Определяют проницаемость пласта, нефтенасыщенную толщину пласта, начальные пластовые давление и температуру, общую толщину пласта, вязкость нефти в пластовых условиях, дебит жидкости, приемистость пароциклической скважины.
Определяют приемистость и наличие водопроявляющих интервалов пароциклической скважины.
Осуществляют прогрев пароциклической скважины. Закачивают теплоноситель в виде пара с температурой не менее 180°С до образования паровой камеры. В прогретой пароциклической скважине проводят геофизические исследования.
Проводят термометрические исследования для выявления водонасыщенных зон пласта с пониженной температурой прогрева.
При приемистости от 50 т/сут и до 300 т/сут и отсутствии водопроявляющего интервала, производят совместную закачку растворителя и пара.
В качестве растворителя применяют толуол или растворитель промышленный, либо их смесь в объемном соотношении (1-4):1. Применение в способе толуола или растворителя промышленного приводит к одному техническому результату.
Закачку растворителя осуществляют в объеме от 10% до 30% от суточной закачки пара, под давлением, не превышающим давление гидроразрыва. Закачку осуществляют с помощью насосного агрегата типа ЦА-320.
Затем осуществляют технологическую выдержку продолжительностью не менее 21 суток для термокапиллярной пропитки обрабатываемого пласта. Далее осуществляют отбор жидкости насосом.
По второму варианту
Осуществляют бурение скважины в продуктивном пласте, размещают колонну насосно-компрессорных труб, при необходимости с центраторами.
Проводят комплекс геофизических исследований на обрабатываемом пласте сверхвязкой нефти и/или битума и исследования керна. Определяют проницаемость пласта, нефтенасыщенную толщину пласта, начальные пластовые давление и температуру, общую толщину пласта, вязкость нефти в пластовых условиях, дебит жидкости, приемистость пароциклической скважины.
Определяют приемистость и наличие водопроявляющих интервалов пароциклической скважины.
Осуществляют прогрев скважины. Закачивают теплоноситель в виде пара, с температурой не менее 180°С, до образования паровой камеры. В прогретой пароциклической скважине проводят геофизические исследования.
Проводят термометрические исследования для выявления водонасыщенных зон пласта с пониженной температурой прогрева.
3
При приемистости от 50 т/сут и до 300 т/сут и наличии, как минимум, одного водопроявляющего интервала, в пароциклическую скважину закачивают термостойкий водоизолирующий состав при следующем соотношении компонентов, мас.%: полиакриламид - 0,3-0,7, гуар - 0,3-0,7, ацетат хрома - 0,05-0,06, оксид цинка или оксид магния - 0,05-0,06, формальдегид - 0,2-0,3 и вода - остальное, в объеме 0,036 м водоизолирующего состава на 1 м длины открытого водопроявляющего интервала ствола скважины. Применение в способе оксида цинка или оксида магния приводит к одному техническому результату.
Продавливают термостойкий водоизолирующий состав в пласт технологической жидкостью в объеме колонны насосно-компрессорных труб и ствола пароциклической скважины в интервале закачки экрана-геля.
Осуществляют технологическую выдержку на гелеобразование продолжительностью не менее 24 ч.
Далее производят совместную закачку растворителя и пара, в качестве растворителя применяют толуол или растворитель промышленный, либо их смесь в объемном соотношении (1-4):1, закачку растворителя осуществляют в объеме от 10% до 30% от суточной закачки пара, затем осуществляют технологическую выдержку, продолжительностью не менее 21 суток. Далее осуществляют отбор жидкости насосом.
По третьему варианту
Осуществляют бурение скважины в продуктивном пласте, размещают колонну насосно-компрессорных труб, при необходимости с центраторами.
Проводят комплекс геофизических исследований на обрабатываемом пласте сверхвязкой нефти и/или битума и исследования керна. Определяют проницаемость пласта, нефтенасыщенную толщину пласта, начальные пластовые давление и температуру, общую толщину пласта, вязкость нефти в пластовых условиях, дебит жидкости, приемистость пароциклической скважины.
Определяют приемистость и наличие водопроявляющих интервалов пароциклической скважины.
Осуществляют прогрев пароциклической скважины. Закачивают теплоноситель в виде пара, с температурой не менее 180°С, до образования паровой камеры. В прогретой пароциклической скважине проводят геофизические исследования.
Проводят термометрические исследования для выявления водонасыщенных зон пласта с пониженной температурой прогрева.
3
При приемистости скважины менее 50 т/сут и отсутствии водопроявляющего интервала, в пароциклическую скважину закачивают 12%-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты в объеме 0,05-0,075 м на 1 м длины открытого ствола скважины.
Продавливают 12%-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты в пласт водой. Осуществляют технологическую выдержку на реагирование продолжительностью 4 ч. Промывают пароциклическую скважину аэрированной жидкостью или свабируют до значения нейтрального рН выносимой жидкости.
Далее производят совместную закачку растворителя и пара, в качестве растворителя применяют толуол или растворитель промышленный, либо их смесь в объемном соотношении (1-4):1, закачку растворителя осуществляют в объеме от 10% до 30% от суточной закачки пара, затем осуществляют технологическую выдержку продолжительностью не менее 21 суток. Далее осуществляют отбор жидкости насосом.
Примеры практического применения способа
Пример 1 (по первому варианту)
Пробурили вертикальную пароциклическую скважину в продуктивном пласте сверхвязкой нефти. Разместили колонну насосно-компрессорных труб.
3
На горизонтальной скважине выполнили геофизические исследования, приемистость составила 70 м/сут, водопроявляющий интервал по результатам термометрических исследований отсутствовал, вязкость нефти в пластовых условиях - 1000 мПа⋅с, начальный дебит скважины по нефти - 0,4 т/сут и обводненность добываемой продукции - 78%.
Осуществили прогрев пароциклической скважины. Закачали теплоноситель в виде пара, с температурой не менее 180°С, до образования паровой камеры.
3
Так как, приемистость составила 70 м/сут, и водопроявляющий интервал отсутствовал, произвели совместную закачку растворителя и пара.
В качестве растворителя применили смесь толуола и растворителя промышленного при объемном соотношении 1:1. Применение в способе толуола или растворителя промышленного приводит к одному техническому результату.
Закачку растворителя осуществляют в объеме 10% от суточной закачки пара, под давлением, не превышающим давление гидроразрыва. Закачку осуществляют с помощью насосного агрегата типа ЦА-320.
Затем осуществляют технологическую выдержку продолжительностью 21 сутки для термокапиллярной пропитки обрабатываемого пласта. Далее осуществляют отбор жидкости насосом. Максимальный дебит по нефти, после обработки, составил 10,5 т/сут, прирост по нефти составил 10,1 т/сут, обводненность снизилась на 2% и составила 76% (пример 1 в таблице).
Остальные примеры осуществления способа извлечения сверхвязкой нефти и/или битума из залежи с малыми толщинами пласта, по первому варианту, выполняют аналогично. Их результаты приведены в табл. 1 (примеры 1-4).
Из табл. 1 видно, что после проведения способа происходит увеличение дебита нефти, в среднем, на 10,2 т/сут, снижение обводненности добываемой продукции, в среднем, на 2,5%.
Пример 2 (по второму варианту)
Пробурили горизонтальную пароциклическую скважину в продуктивном пласте сверхвязкой нефти. Разместили колонну насосно-компрессорных труб с центраторами.
3
На горизонтальной скважине выполнили геофизические исследования, приемистость составила 80 м/сут, водопроявляющий интервал по результатам термометрических исследований был установлен на участке с пониженной температурой в интервале 920 м -1240 м, вязкость нефти в пластовых условиях - 1250 мПа⋅с, начальный дебит скважины по нефти - 0,9 т/сут и обводненность добываемой продукции - 96%.
Осуществили прогрев пароциклической скважины. Закачали теплоноситель в виде пара, с температурой не менее 180°С, до образования паровой камеры.
3
3
Так как приемистость составила 80 м/сут и установлен водопроявляющий участок с пониженной температурой в интервале 920 м -1240 м, в пароциклическую скважину закачали термостойкий водоизолирующий состав при следующем соотношении компонентов, мас.%: полиакриламид - 0,7, гуар - 0,3, ацетат хрома - 0,06, оксид магния - 0,06, формальдегид - 0,2 и вода - 98,74, в объеме 11,52 м водоизолирующего состава на 320 м длины открытого водопроявляющего интервала ствола скважины.
3
Продавили термостойкий водоизолирующий состав в пласт технологической жидкостью с плотностью 1000 кг/м, в объеме колонны насосно-компрессорных труб и ствола пароциклической скважины в интервале закачки экрана-геля.
Осуществили технологическую выдержку на гелеобразование продолжительностью 24 ч.
Далее произвели совместную закачку растворителя и пара, в качестве растворителя применили толуол, закачку растворителя осуществляют в объеме 30% от суточной закачки пара, затем осуществляют технологическую выдержку продолжительностью 25 суток. Далее осуществили отбор жидкости насосом.
Максимальный дебит по нефти, после обработки, составил 11,5 т/сут, прирост по нефти составил 10,6 т/сут, обводненность снизилась на 22% (пример 7 в таблице).
Остальные примеры осуществления способа извлечения сверхвязкой нефти и/или битума из залежи с малыми толщинами пласта, по второму варианту, выполняют аналогично. Их результаты приведены в табл. 1 (примеры 5-8).
Из табл. 1 видно, что после проведения способа происходит увеличение дебита нефти, в среднем, на 10,5 т/сут, снижение обводненности добываемой продукции, в среднем, на 22,25%.
Пример 3 (по третьему варианту)
Пробурили горизонтальную пароциклическую скважину в продуктивном пласте сверхвязкой нефти. Разместили колонну насосно-компрессорных труб с центраторами.
3
На горизонтальной скважине выполнили геофизические исследования, приемистость составила 30 м/сут, водопроявляющий интервал, по результатам термометрических исследований отсутствовал, вязкость нефти в пластовых условиях - 1800 мПа⋅с, начальный дебит скважины по нефти - 0 т/сут и обводненность добываемой продукции - 0%.
Осуществили прогрев пароциклической скважины. Закачали теплоноситель в виде пара, с температурой не менее 180°С, до образования паровой камеры.
3
3
Так как, приемистость составила 30 м/сут и водопроявляющий интервал отсутствовал, в горизонтальную пароциклическую скважину закачали 12%-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты в объеме 25,5 м на 340 м длины открытого ствола скважины. Продавили 12%-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты в пласт водой. Осуществили технологическую выдержку на реагирование продолжительностью 4 ч. Промыли пароциклическую скважину аэрированной жидкостью до значения нейтрального рН выносимой жидкости.
Далее произвели совместную закачку растворителя и пара, в качестве растворителя применили растворитель промышленный, закачку растворителя осуществили в объеме от 20% от суточной закачки пара, затем осуществили технологическую выдержку продолжительностью 30 суток. Далее осуществили отбор жидкости насосом. Максимальный дебит по нефти, после обработки, составил 9,8 т/сут, прирост по нефти составил 9,8 т/сут.
Остальные примеры осуществления способа извлечения сверхвязкой нефти и/или битума из залежи с малыми толщинами пласта, по третьему варианту, выполняют аналогично. Их результаты приведены в табл. 1 (примеры 9-12).
Из табл. 1 видно, что после проведения способа происходит увеличение дебита нефти, в среднем, на 9,725 т/сут, изменение обводненности, в среднем, на 7%, за счет отбора сконденсированного пара.
Полученные результаты показывают, что способ извлечения сверхвязкой нефти и/или битума из залежи с малыми толщинами пласта: повышает эффективность охвата воздействия пара на пласт и увеличивает паровую камеру; расширяет технологические возможности способа при равномерном прогревании паровой камеры, за счет учета приемистости пароциклической скважины и блокирования водопроявляющих интервалов, вскрытых пароциклической скважиной; регулирует температурный диапазон работы пароциклической скважины при одновременном увеличении дебита нефти.