Способ разработки залежи высоковязкой нефти пароциклическим воздействием
RECOVERY METHOD OF HIGH-VISCOSITY OIL DEPOSIT BY STEAM CYCLIC EFFECT

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений и может быть использовано для добычи высоковязкой нефти при пароциклическом воздействии на пласт.
Известен способ циклического воздействия парогазовым теплоносителем на призабойную зону пласта с вязкой нефтью (патент RU №2164289, МПК E21B 43/24, опубл. 20.03.2001 г., бюл. №8), включающий закачку через скважину расчетного количества парогазового теплоносителя, содержащего водяной пар, растворимый в нефти газ и неконденсирующийся газ, и последующий отбор продукции скважины. Причем парогазовый теплоноситель вырабатывают с таким составом, чтобы в газообразной неконденсирующейся фазе его содержался свободный кислород. Когда температура в призабойной зоне превышает температуру парогаза на забое скважины, максимальную мольную концентрацию кислорода поддерживают в пределах, определяемых расчетным соотношением.
Недостатками способа являются:
- во-первых, низкая эффективность паротеплового воздействия на пласт, поскольку при реализации способа не определено допустимое давление нагнетания пара в скважину в зависимости от типа пород - карбонатных или терригенных. Допустимое давление закачки пара в зависимости от типа породы имеет важное значение при разработке залежи высоковязкой нефти путем пароциклического воздействия, поэтому при реализации данного способа высока вероятность прорыва кровли пласта под действием давления нагнетания пара, ухода пара в другой горизонт. С другой стороны, при недостаточном давлении пара пласт не будет полностью охвачен паротепловым воздействием, что также снижает объем паровой камеры;
- во-вторых, перегрев пласта до температур, опасных для эксплуатационной колонны скважины из-за того, что свободный кислород вступает в реакцию жидкофазного окисления с пластовой нефтью с выделением дополнительного тепла непосредственно в пласте;
- в-третьих, высокие энергетические затраты, обусловленные высокими тепловыми потерями, разогретый пласт быстро остывает ввиду отсутствия герметизации при реализации способа. В результате температура в пласте быстро падает до исходной, а вязкость нефти возрастает.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки залежей высоковязкой нефти путем паротеплового воздействия (патент RU №2361074, МПК E21B 43/24, опубл. 10.07.2009 г., бюл №19), включающий закачку чередующимися оторочками раствора реагента, под действием температуры разлагающегося с выделением углекислого газа, и пара. В качестве указанного реагента используют карбамид, закачку указанного раствора осуществляют через добывающую скважину не менее чем двумя оторочками, после закачки последней оторочки пара осуществляют закачку оторочки нефти, выдерживают указанную скважину для пропитки, затем пускают в эксплуатацию, при этом указанный раствор дополнительно содержит аммиачную селитру, аммоний роданистый, комплексное поверхностно-активное вещество - ПАВ Нефтенол ВВД, или смесь неионогенного ПАВ - АФ 9-12, или NP-40, или NP-50 и анионактивного ПАВ - волгоната или сульфонола, или NPS-6.
Недостатки способа:
- во-первых, низкая эффективность паротеплового воздействия на пласт, поскольку при реализации способа не определено допустимое давление нагнетания пара в скважину в зависимости от типа пород - карбонатных или терригенных. Допустимое давление закачки пара в зависимости от типа породы имеет важное значение при разработке залежи высоковязкой нефти путем пароциклического воздействия, поэтому при реализации данного способа высока вероятность прорыва кровли пласта под действием давления нагнетания пара, ухода пара в другой горизонт. С другой стороны, при недостаточном давлении пара пласт не будет полностью охвачен паротепловым воздействием, что также снижает объем паровой камеры;
- во-вторых, низкое качество паротеплового воздействия на пласт с высоковязкой нефтью раствором реагента, в качестве которого применяют карбамид, оказывающий корродирующее действие в скважине, кроме того, его растворение в воде (конденсате пара) является эндотермической реакцией, которая сопровождается снижением температуры в пласте, кроме того, химические реагенты закачиваются в пласт раздельно без смешивания на устье, что может привести к неконтролируемой химической реакции в пласте высоковязкой нефти;
- в-третьих, снижение коллекторских свойств пласта, так как вместе с закачкой пара поочередно закачивается большое количество химических реагентов: карбамида, аммиачной селитры, аммония роданистого, комплексного ПАВ и т.д.;
- в-четвертых, высокие тепловые потери, так как теплоноситель (пар с химическими реагентами) закачивается в пласт с высоковязкой нефтью по межтрубному пространству, разогретый пласт быстро остывает ввиду отсутствия герметизации при реализации способа. В результате температура в пласте быстро падает до исходной, а вязкость нефти возрастает.
Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности и качества паротеплового воздействия на пласт с высоковязкой нефтью, сохранение коллекторских свойств пласта и сокращение тепловых потерь.
Поставленные задачи решаются способом разработки залежи высоковязкой нефти пароциклическим воздействием, включающим бурение скважины, спуск колонны труб с насосом в добывающую горизонтальную скважину, пароциклическую обработку пласта с высоковязкой нефтью закачкой теплоносителя, выдержку скважины для пропитки, запуск добывающей скважины в эксплуатацию.
Новым является то, что бурят добывающую горизонтальную скважину в нижней четверти толщи нефтенасыщенного пласта, определяют давление гидроразрыва пласта - ГРП в карбонатных породах проведением тест-закачки, а в терригенных породах - проведением минигидравлического разрыва пласта - мини-ГРП, затем на устье скважины колонну труб оснащают снизу вверх: перфорированным хвостовиком, насосом, перепускным клапаном, перепускающим из колонны труб в межтрубное пространство, надувным пакером, после чего спускают колонну труб в скважину так, чтобы надувной пакер размещался напротив кровли пласта с высоковязкой нефтью, производят посадку надувного пакера в скважине, затем на устье нагнетательную линию для закачки теплоносителя обвязывают со смесителем, парогенератором и насосным агрегатом, причем в качестве теплоносителя используют двухкомпонентную смесь, состоящую из пара с температурой 200-220°С с добавлением легкого углеводорода из расчета 1 л легкого углеводорода на 5 кг пара, осуществляют пароциклическое воздействие двухкомпонетной смесью, приготовленной на устье скважины, на пласт с высоковязкой нефтью в течение 15 сут при открытом перепускном клапане, затем осуществляют технологическую выдержку в течение 7 сут на пропитку при закрытом перепускном клапане, далее производят отбор разогретой нефти до снижения дебита до рентабельно обоснованной величины для данной скважины, после чего циклы повторяют.
На фиг. 1 схематично изображен предлагаемый способ.
Предлагаемый способ реализуют следующим образом.
k
Бурят горизонтальную скважину 1 (см. фиг. 1) в нижней четверти толщи нефтенасыщенного пласта. После бурения горизонтальной скважины 1 в залежи высоковязкой нефти крепят скважину спуском и цементрированием обсадной колонны. После чего перфорируют обсадную колонну в продуктивном интервале и определяют давление гидроразрыва пород, вскрытых горизонтальной скважиной 1. Давление гидроразрыва (P) для карбонатных пород определяют проведением тест-закачки со ступенчатым изменением расхода закачки жидкости следующим образом.
Для этого в горизонтальную скважину 1 спускают колонну труб до верха интервала перфорации (на фиг. 1 показано). С помощью насосного агрегата (на фиг. 1 не показан) нагнетают жидкость, например сточную воду, с увеличением расхода (см. табл. 1).
k
По данным записи давления в процессе тест-закачки определяют точку перелома кривой, которая и показывает давление разрыва пород. По графику на фиг. 2 видно, что давление в карбонатных породах составляет P=26 атм.=2,6 МПа.
T
Давление гидроразрыва (P) для терригенных пород определяют проведением мини-ГРП следующим образом.
В скважину 1 спускают колонну труб до верха интервала перфорации. С помощью насосного агрегата нагнетают гелированную жидкость с порцией проппанта фракции 20/40 меш, например, как в табл. 2.
По данным записи давления в процессе мини-ГРП (см. фиг. 3) определяют давление разрыва. Точка начала резкого спада давления показывает давление ГРП.
T
Таким образом, из графика на фиг. 3 видно, что давление гидроразрыва терригенных пород P=45 атм.=4,5 МПа.
В добывающую горизонтальную скважину 1 спускают колонну труб 2, оснащенную хвостовиком 2', насосом 3 любой известной конструкции, например винтовым, выше которого установлен перепускной клапан 4, имеющий возможность перепускать теплоноситель из колонны труб 2 в межтрубное пространство 5, выше перепускного клапана 4 на колонне труб 2 размещают надувной пакер 6. Колонну труб 2 спускают в добывающую горизонтальную скважину 1 таким образом, чтобы надувной пакер 6 размещался напротив кровли 7 пласта 8. Производят посадку надувного пакера 6 в добывающей горизонтальной скважине 1 закачкой жидкости по колонне труб 2, например, под давлением 2,0 МПа.
Надувной пакер 6, установленный напротив кровли 7 пласта 8, позволяет снизить потери тепла по стволу горизонтальной скважины 1 и межтрубному пространству 5, тем самым повышается эффективность способа и сохраняется температура в зоне прогрева.
Кроме того, надувной пакер работает при высоких температурах, имеет простую и надежную конструкцию без подвижных механических частей, стоек к агрессивным средам, благодаря чему повышаются надежность и долговечность его работы при реализации предлагаемого способа. Втулка 9 перепускного клапана 4 поджата снизу пружиной 10 и перекрывает радиальные отверстия 11 колонны труб 2 в исходном положении.
Если горизонтальная скважина 1 пробурена в карбонатных породах, то допустимое давление закачки пара не должно превышать 2,6 МПа.
Если горизонтальная скважина 1 пробурена в терригенных породах, то допустимое давление закачки пара не должно превышать 4,5 МПа.
Далее на устье горизонтальной скважины 1 с помощью смесителя 12 собирают нагнетательную линию 13 закачки теплоносителя в горизонтальную скважину 1. В качестве теплоносителя используют двухкомпонентную смесь, состоящую из пара с температурой 200-220°С с добавлением легкого углеводорода из расчета 1 л легкого углеводорода на 5 кг пара.
Например, на 1 т = 1000 кг пара осуществляют впрыск 200 л петролейного эфира (т.е. на 5 кг пара добавляем 1 л легкого углеводорода).
Одновременно с закачкой пара на устье горизонтальной скважины 1 производят впрыск легких углеводородов, например углеводородов петролейной фракции, относящейся к наиболее легковыкипающим фракциям нефти. Петролейную фракцию (или петролейный эфир) используют в качестве растворителя при экстракции различных углеводородов, нефти, битумов из горных пород.
Первый вход смесителя 12 обвязывают с парогенератором 14 для закачки пара, второй вход смесителя 12 обвязывают с насосным агрегатом 15, например, марки ЦА-320 для подачи петролейного эфира. Выход смесителя 12 обвязывают посредством нагнетательной линии 13 с верхним концом колонны труб 2 горизонтальной скважины 1. При этом на устье в нагнетательной линии устанавливают тройник 16, оснащенный задвижками 17 и 18 и манометром 19. В качестве смесителя используют любую конструкцию смесителя 12 лопастную, центробежную, позволяющую смешивать двухкомпонентную смесь.
Далее начинают пароциклическую эксплуатацию горизонтальной скважины 1. Для этого открывают задвижку 17 и закрывают задвижку 18 тройника 16. Запускают в работу парогенератор 14 и насосный агрегат 15 с такой подачей, чтобы на 1 тонну пара, подаваемого парогенератором 14 в смеситель 12, насосный агрегат 15 закачивал в смеситель 200 л петролейного эфира.
В смесителе пар при температуре 200-220°С смешивается с петролейным эфиром и далее по нагнетательной линии 13 и по колонне труб 2 пар, смешанный с петролейным эфиром, под давлением воздействует на перепускной клапан 4, который открывается под давлением 2,0 МПа, при этом пружина 10 сжимается, втулка 9 смещается вниз, открываются радиальные отверстия 11 колонны труб 2 и пар, смешанный с петролейным эфиром, перепускается из колонны труб 2 в межтрубное пространство 5 ниже надувного пакера 6. По межтрубному пространству 5 пар, смешанный с петролейным эфиром, достигает отверстий 20 фильтра 21 горизонтальной скважины 1, по которым попадает в пласт 8. Далее в течение 15 сут производят разогревание пласта 8 в залежи высоковязкой нефти закачкой пара, смешанного с петролейным эфиром. По истечении 15 сут закачку пара, смешанного с петролейным эфиром, прекращают, переключают парогенератор 14 и насосный агрегат 15 на другую пароциклическую скважину (при ее наличии) или отключают.
Перепускной клапан 4 закрывается вследствие отсутствия давления на него сверху и за счет возвратной силы пружины 10. Втулка 9 перекрывает радиальные отверстия 11 колонны труб 2 (см. фиг. 1), что позволяет сохранять тепло в разогретом пласте с высоковязкой нефтью. На устье горизонтальной скважины 1 закрывают задвижки 17 и 18 тройника 16 и выдерживают в течение 7 сут для пропитки пород пласта петролейным эфиром. Открывают задвижку 18 тройника 16 и запускают винтовой насос 3, который по колонне труб 2 перекачивает разогретую нефть на поверхность, и далее через открытую задвижку 18 тройника 16 ее направляют на сборный пункт (на фиг. не показан). Отбор разогретой нефти продолжают до снижения дебита скважины до рентабельно обоснованной величины.
3
Рентабельность - это показатель экономической эффективности скважины. При снижении дебита ниже рентабельной величины эксплуатация скважины становится убыточной, например, ниже 10 м/сут, т.е. эксплуатация скважины не окупается (затраты превышают доход от отбираемой нефти).
3
3
После разогревания пласта паром, смешанным с петролейным эфиром, дебит скважины, например, составляет 20 м/сут, по мере отбора разогретой нефти пласт остывает и дебит снижается, например, до 8 м/сут, т.е. ниже рентабельно обоснованной величины. После чего останавливают насос 3, закрывают задвижку 18 тройника 16.
В дальнейшем повторяют процесс закачки пара, смешанного с петролейным эфиром, как описано выше, начиная с открытия задвижки 17 тройника 16 и запуска в работу парогенератора 14 и насосного агрегата 15.
Повышается эффективность паротеплового воздействия на пласт, поскольку перед реализацией способа определяют допустимое давление закачки пара в пласт с высоковязкой нефтью в зависимости от давления гидроразрыва пород:
- для карбонатных пород путем проведения тест-закачки со ступенчатым изменением расхода закачки жидкости;
- для терригенных пород путем проведения мини-ГРП.
Это позволяет производить закачку пара при оптимальном давлении (не более 2,6 МПа) для карбонатных пород, например, 2,5 МПа, что контролируется с помощью манометра 19, установленного на устье горизонтальной скважины 1, а также производить закачку пара при оптимальном давлении (не более 4,5 МПа) для терригенных пород, например, 4,4 МПа, что контролируется с помощью манометра 19, установленного на устье горизонтальной скважины 1.
Это исключает гидравлический разрыв кровли 7 пласта 8 под действием давления нагнетания пара, смешанного с петролейным эфиром (теплоносителем), и, как следствие, уход теплоносителя в другой горизонт. С другой стороны, это позволяет полностью охватить паротепловым воздействием пласт с высоковязкой нефтью и сократить сроки прогревания пласта с высоковязкой нефтью в два раза от 30 до 15 сут.
Повышается качество паротеплового воздействия вследствие закачки в пласт с высоковязкой нефтью двухкомпонентной смеси (пара и петролейного эфира), смешанной на устье скважины в смесителе, что позволяет осуществить равномерное прогревание пласта, исключить как корродирующее действие на скважину закачиваемой смеси, так и снижение температуры в пласте. Кроме того, исключается неконтролируемая химическая реакция реагентов в пласте высоковязкой нефти, так как телоноситель закачивается в пласт с высоковязкой нефтью в смешанном виде.
Конденсирующаяся горячая вода, скапливающаяся у подошвы пласта, выполняет роль экрана для легкоиспаряемого углеводорода, что позволяет направить испаряющиеся углеводороды в верхнюю часть пласта, повышая эффективность охвата и выработки пласта.
Предлагаемая двухкомпонентная смесь обладает высокой растворяемостью, что способствует лучшему вымыванию тяжелых фракций высоковязкой нефти из породы коллектора и обладает химической инертностью по отношению к растворяемому веществу, что позволяет сохранить коллекторские свойства пласта с высоковязкой нефтью и снижает межфазное поверхностное натяжение и вязкость нефти.
Наличие надувного пакера, установленного в скважине на уровне кровли пласта с высоковязкой нефтью, позволяет снизить тепловые потери, так как пакер предотвращает уход тепла из пласта в межколонное пространство выше пакера, благодаря чему пласт остывает в два раза медленнее, чем описано в прототипе, дольше сохраняя пониженную вязкость разогретой нефти.
Предлагаемый способ разработки залежи высоковязкой нефти пароциклическим воздействием позволяет:
- повысить эффективность и качество паротеплового воздействия на пласт с высоковязкой нефтью;
- сохранить коллекторские свойства пласта с высоковязкой нефтью;
- снизить тепловые потери при реализации способа.