СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ В СЛАБОСЦЕМЕНТИРОВАННЫХ ПЛАСТАХ
METHOD FOR DEVELOPMENT OF HIGH-VISCOSITY OIL DEPOSIT IN SLIGHTLY CEMENTED BEDS

Изобретение относится к способам разработки нефтяных месторождений в слабосцементированных пластах с помощью теплового воздействия.
Известен способ разработки залежи нефти в слабосцементированных пластах, при котором для борьбы с пескопроявлением при добыче нефти забой добывающей скважины перекрывают фильтрами или закрепляют породы пластмассами, смолами и т.д. (книга под общей редакцией проф. И.М.Муравьева «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», издательство «Недра», М., 1965 г., стр.158-159).
Однако при добыче высоковязкой нефти, когда осуществляют нагрев нефти до температуры, при которой она приобретает текучесть по поровому пространству, высоковязкая нефть теряет свои свойства цементировать неустойчивую породу, что приводит к поступлению в скважину вместе с нефтью большого количества песка, забиванию фильтров. При закреплении пород забоя добывающей скважины пластмассами, смолами и т.д. высокие температуры, необходимые для разогрева высоковязкой нефти, разрушают связующие вещества, в результате чего в добывающих скважинах образуются песчаные пробки, прекращающие приток нефти.
Также известен способ разработки залежи нефти в слабосцементированных пластах, при котором для борьбы с пескопроявлением при добыче нефти глубинный насос добывающей скважины снабжают газопесочным сепаратором с песколовушкой (а.с. СССР №1760099 от 10.08.1989 г., Е21В 43/38).
Недостатком способа при использовании его при добыче высоковязкой нефти в слабосцементированных пластах, осуществляемой с помощью теплового воздействия, когда происходит активное пескопроявление, является быстрое забивание песколовушки продуктами разрушения продуктивного пласта, что осложняет работу глубинного насоса и приводит к необходимости подъема песколовушки на поверхность для очистки. Как правило, из-за ограниченных размеров песколовушки забивание ее происходит чаще, чем межремонтный период работы насоса. В результате чего снижается добыча нефти по залежи.
Также известен способ разработки залежи высоковязкой нефти в слабосцементированных пластах, принятый авторами за прототип, включающий бурение нагнетательных и добывающих скважин, закачку теплоносителя в нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин, оборудованных эксплуатационными, насосно-компрессорными трубами и оборудованием для подъема жидкости из скважины (патент РФ №2232263 от 27.05.2002 г., Е21В 43/24). Согласно способу забой вертикального ствола скважины располагают ниже подошвы нефтяного пласта с образованием герметичного цементного стакана, из вертикального ствола бурят боковой ствол, который обсаживают незацементированным щелевидным хвостовиком, при этом закачку теплоносителя ведут в боковой ствол, а отбор нефти из вертикального ствола скважины - штанговым насосом, установленным на забое, при этом предполагалось, что предотвращается попадание песка в зумпф вертикального ствола и создаются благоприятные условия работы штангового насоса.
Однако, как уже было указано, при нагреве высоковязкой нефти до состояния текучести нефть теряет свои свойства цементировать неустойчивую породу, что приводит к поступлению в скважину вместе с нефтью большого количества песка, поэтому и в данном способе произойдет скопление песка в герметичном цементном стакане и образование песчаной пробки и, как результат, возникает необходимость проведения ремонтных работ по удалению песчаной пробки как минимум не реже межремонтного периода штангового насоса, то есть время простаивания добывающей скважины увеличивается.
Задачей настоящего изобретения является увеличение добычи нефти за счет сокращения количества операций по удалению песчаных пробок, создания благоприятных условий для работы подземного оборудования при одновременном повышении дебита скважины.
Поставленная задача достигается тем, что для разработки залежи высоковязкой нефти в слабосцементированных пластах осуществляют бурение нагнетательных и добывающих скважин, закачку теплоносителя в нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин, оборудованных эксплуатационными, насосно-компрессорными трубами и оборудованием для подъема жидкости из скважины.
Существенными отличительными признаками заявленного изобретения являются:
- устанавливают эксплуатационную колонну добывающих скважин ниже кровли нефтяного пласта;
- оставляют открытым ствол под эксплуатационной колонной до забоя скважины;
- создают через добывающую скважину ниже нефтяного пласта гидравлически изолированную полость;
- располагают оборудование для подъема жидкости из скважины выше уровня водонефтяного контакта;
- используют гидравлически изолированную полость для сбора и хранения продуктов разрушения нефтяного пласта;
- устанавливают защитный кожух под эксплуатационной колонной до глубины спуска оборудования для подъема жидкости;
- отбор продуктов разрушения нефтяного пласта из гидравлически изолированной полости осуществляют циклически.
Указанная совокупность существенных признаков обеспечивает увеличение добычи нефти за счет сокращения количества операций по удалению песчаных пробок, создания благоприятных условий для работы подземного оборудования при одновременном повышении дебита скважины, а именно: создание ниже нефтяного пласта гидравлически изолированной полости позволит осуществлять сбор и хранение продуктов разрушения нефтяного пласта длительное время, в течение нескольких лет, и, как результат, позволит существенно сократить время простаивания добывающей скважины во время ремонтных работ, установка эксплуатационной колонны ниже кровли нефтяного пласта позволит предотвратить прямые прорывы теплоносителя из нагнетательных скважин в добывающие по наиболее проницаемой прикровельной части пласта без совершения полезной работы по разогреву и продвижению нефти по продуктивному пласту, при этом наличие открытого ствола под эксплуатационной колонной позволит беспрепятственно осыпаться в изолированную полость продуктам разрушения нефтяного пласта, а защиту скважинного оборудования от завалов, в случае активного разрушения нефтяного пласта, осуществляют с помощью специального защитного нецементируемого кожуха. Таким образом, существенное сокращение времени простаивания добывающей скважины за счет сокращения числа ремонтных работ по удалению песчаных пробок, увеличение диаметра скважины в результате разрушения нефтяного пласта, способствующего снижению фильтрационных сопротивлений в призабойной зоне скважины и увеличению дебита скважины, создание благоприятных условий для работы подземного оборудования за счет предотвращения попадания продуктов разрушения нефтяного пласта на его прием и защита оборудования от случайных обвалов специальным кожухом обеспечивают создание условий для существенного увеличения добычи нефти при осуществлении заявляемого способа.
Заявленная совокупность существенных признаков не известна нам из уровня техники, поэтому заявленное изобретение является новым. Заявленные отличительные признаки изобретения являются неочевидными для среднего специалиста в данной области. В связи с этим мы считаем, что заявленное изобретение имеет изобретательный уровень. Изобретение промышленно применимо, т.к. имеющееся оборудование и технология, разработанная нами, позволяют реализовать способ в полном объеме.
На фиг.1 изображена схема добывающей скважины в разрезе.
На фиг.2 изображена схема добывающей скважины в разрезе с первоначальной гидравлически изолированной полостью.
На фиг.3 изображена схема добывающей скважины в разрезе с дополнительной увеличенной гидравлически изолированной полостью на забое скважины.
На фиг.4 изображена схема добывающей скважины в разрезе с гидравлически изолированной полостью и с оборудованием для подъема жидкости из скважины.
Способ осуществляют следующим образом. Площадь участка залежи разбуривают нагнетательными (не показаны) и добывающими скважинами. Каждую добывающую скважину 1 (фиг.1) бурят с поверхности земли ниже кровли нефтяного пласта 2 на 1-3 м. Затем в скважину спускают эксплуатационную колонну 3 и цементируют ее. Далее бурение скважины ведут до проектной глубины, при которой забой располагают ниже нефтяного пласта 2, при этом ствол оставляют открытым до забоя скважины.
В интервале добывающей скважины от подошвы нефтяного пласта 2 до забоя скважины образуют гидравлически изолированную полость. На первой стадии образования гидравлически изолированной полости осуществляют взрывание, например прострелочного заряда, от подошвы нефтяного пласта 2 до забоя скважины, образуя полость 4 заданного размера с одновременным укреплением и гидроизоляцией стенок полости в результате взрыва. В качестве прострелочного заряда используют торпеды, например ТШБ. Затем, в призабойной части скважины в созданной полости размещают более мощный заряд, например, котловой заряд, и создают гидравлически изолированную полость 5 большего размера. В качестве котлового заряда используют взрывчатое вещество, например тротил или гексоген. При взрывании прострелочного и котлового зарядов в качестве забойки используют нефтецементную смесь с ускорителем схватывания. Это позволяет одновременно с уплотнением и оплавлением стенок полости 5 в результате взрыва создать на ее поверхности твердое изолирующее покрытие, предотвращающее осыпание стенок и поступление в полость воды.
Проведение взрывных работ осуществляют по специально составленному для этого проекту, в котором приводят расчет заряда, конструкции торпед и котловых зарядов, меры предохранения обсадной колонны от повреждения, условия безопасности работ и т.д.
Затем под эксплуатационной колонной 3 устанавливают защитный кожух 6 до глубины спуска оборудования для подъема жидкости. В качестве защитного кожуха могут быть использованы сплошные обсадные трубы, перфорированные обсадные трубы, компоновки из фильтров и т.д., при этом диаметр защитного кожуха меньше диаметра эксплуатационной колонны.
В добывающие скважины 1 на насосно-компрессорных трубах 7 спускают глубинно-насосное оборудование 8 для подъема жидкости, при этом могут быть использованы штанговые, электроцентробежные, винтовые и другие насосы.
Для снижения вязкости нефти через нагнетательные скважины (не показаны) осуществляют прогрев нефтяного пласта 2. Нефть под действием движущих сил, возникающих при нагнетании теплоносителя в пласт 2, поступает к добывающей скважине 1. При прогреве призабойной зоны скважины 1 под воздействием теплоносителя и сил горного давления происходит интенсивное разрушение коллектора и вынос песка в полость 5. При этом происходит увеличение радиуса скважины 1. Известно, что величина притока жидкости в скважину по уравнению Дюпюи зависит от ряда параметров пласта, скважины и пластовой жидкости, в том числе и от радиуса скважины. Соотношение дебитов скважин с разными радиусами (при всех прочих равных условиях) определяется зависимостью:
p
где Q и Q - дебит нефти скважины с расширенным и начальным радиусами;
к
R - радиус контура питания скважины;
ср
с
r и r - расширенный и первоначальный радиусы скважины.
Следовательно, по мере разрушения призабойной части добывающей скважины и осыпания песка в полость 5 происходит увеличение радиуса скважины в интервале продуктивного пласта и, как следствие, увеличение ее дебита. Вместе с тем, предотвращается попадание выносимого нефтью песка на прием глубинно-насосного оборудования 8 за счет осаждения песка в полость 5 под действием собственного веса, что обеспечивает благоприятные условия для работы глубинно-насосного оборудования, а также отпадает необходимость в регулярных остановках добывающих скважин 1 для проведения подземного ремонта, связанного с удалением песчаных пробок, что увеличивает коэффициент эксплуатации скважин и, как результат, происходит существенное увеличение добычи нефти.
Пример конкретного осуществления. Заявленный способ может быть реализован на Ярегском месторождении высоковязкой нефти. Продуктивный пласт залегает на глубине 200 м и содержит нефть вязкостью до 15 тыс. Па·с. Коллектор сложен в основном средне- и мелкозернистым кварцевым слабосцементированным песчаником. При нагревании песчаник склонен к разрушению, что приводит к интенсивному выносу песка в добывающие скважины. При реализации способа с поверхности земли бурят добывающие скважины 1 (фиг.1) долотом ⌀ 215 мм до глубины ниже кровли нефтяного пласта на 1 м. Скважину обсаживают эксплутационной колонной ⌀ 168 мм и цементируют до устья. Далее бурение ведут долотом ⌀ 140 мм до глубины ниже подошвы нефтяного пласта на 30 м.
В интервале скважины 1 от подошвы пласта до забоя проводят взрывные работы для образования гидравлически изолированной полости (фиг.2). На первой стадии образования гидравлически изолированной полости осуществляют взрывание, например, прострелочного заряда от подошвы нефтяного пласта 2 до забоя скважины, образуя полость 4 диаметром 0,7 м с одновременным укреплением и гидроизоляцией стенок полости в результате взрыва. В качестве прострелочного заряда используют торпеды, например ТШБ. Затем в призабойной части скважины в созданной полости размещают более мощный заряд, например котловой заряд с тротилом, и создают на высоте 5 м от забоя скважины гидравлически изолированную полость 5 большего размера диаметром 1,8 м.
3
3
р
Таким образом, объем полости 5 составит примерно 15 м. Полость такого объема, учитывая коэффициент разрыхления (К=0,8), может вместить в себя объем пласта первоначальной плотности, равный 12 м.
Далее под эксплуатационной колонной 3 устанавливают защитный кожух 5 до глубины спуска оборудования для подъема жидкости. Затем добывающие скважины оборудуют глубинно-насосным оборудованием, например штанговыми насосами, НВ1Б-44-30-15 в комплекте со станками-качалками СК-3-1515 или винтовой установкой УВНП-15/800. Приемный узел насосов располагают в нижней части нефтяного пласта.
3
к
Нефтяной пласт прогревают через нагнетательные скважины (не показаны), а разогретую нефть откачивают на поверхность через добывающие скважины 1. По мере прогрева пласта 2 происходит разрушение коллектора в призабойной зоне скважины 1. Песок осыпается в полость 4. По мере разрушения коллектора диаметр скважины увеличивается, что снижает фильтрационные сопротивления в призабойной зоне. При снижении фильтрационных сопротивлений обеспечивается увеличение дебитов скважины. Так, при разрушении 12 м песчаника и осыпания его в нижележащую полость 4 диаметр скважины 1 в интервале нефтяного пласта 2 в среднем увеличится с 0,14 м до 0,76 м. Согласно математической зависимости (1) дебит скважины при этом увеличится в 1,5 раза, исходя из условия, что контур питания скважины (R) равен 25 метрам.
3
3
При заполнении полости 5 песком скважину останавливают, глубинно-насосное оборудование 8 из скважины 1 поднимают и производят подземный ремонт для удаления песка из полости 5. Из опыта эксплуатации вертикальных добывающих скважин при разработке Ярегского месторождения известно, что скорость разрушения призабойной зоны в процессе разогрева равняется примерно 1,8-2,0 м в год. Для удаления образовавшихся песчаных пробок в зумпфе каждой скважины и выше него подземные ремонты проводятся с регулярностью примерно два раза в год. Образование гидравлически изолированной полости объемом примерно 15 м позволит снизить частоту подземных ремонтов по удалению песчаных пробок примерно в 6 раз.
Таким образом, существенное сокращение времени простаивания добывающей скважины за счет сокращения числа ремонтных работ по удалению песчаных пробок, увеличение дебита скважины за счет увеличения ее диаметра в результате разрушения нефтяного пласта, создание благоприятных условий для работы подземного оборудования за счет предотвращения попадания продуктов разрушения нефтяного пласта на его прием и защита оборудования от случайных обвалов специальным кожухом обеспечивают создание условий для существенного увеличения добычи нефти при разработке залежи высоковязкой нефти в слабосцементированных пластах предлагаемым способом.