Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ СВЕРХВЯЗКОЙ НЕФТИ

Изобретение относится к разработке залежи сверхвязкой нефти с применением тепла для разогрева продуктивного пласта.

Известен способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин (патент RU №2431746, МПК Е21В 43/24, опубл. в бюл. №29 от 20.10.2011 г.), включающий строительство двухустьевых верхней нагнетательной и нижней добывающей скважин с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, закачку теплоносителя, например перегретого пара через нагнетательную скважину с прогревом пласта созданием паровой камеры и отбор продукции через добывающую скважину, при этом в качестве теплоносителя используется перегретый пар, смешанный с продуктами сгорания горючего топлива, который закачивают через одно устье нагнетательной колонны, при этом осуществляют отбор сконденсировавшейся на внутренней поверхности нагнетательной колонны влаги через другое устье, а при ухудшении коллекторских свойств и/или снижении суммарного отбора продукции пласта более чем в два раза за период не более трех месяцев одно из устьев добывающей скважины герметизируют, а через другое устье закачивают нефтесилорную эмульсию, после технологической выдержки закачку теплоносителя и отбор продукции осуществляют в обычном режиме.

Недостатком известного способа являются:

- во-первых, высокие затраты на реализацию способа, связанные со строительством и обустройство двухустьевых скважин;

- во-вторых, закачку пара смешанного с продуктами сгорания горючего топлива производят в пласт постоянно через горизонтальный ствол нагнетательной скважины, что требует значительных затрат энергии для производства пара;

- в-третьих, происходит снижение давления в паровой камере нагнетательной скважины по мере использования перегретого пара смешанного с продуктами сгорания горючего топлива и переход его из паровой фазы в жидкую, что снижает эффективность реализации способа;

- в-четвертых, накапливающийся конденсат пара смешанного с продуктами сгорания горючего топлива ухудшает теплопередачу от закачиваемого пара к пласту.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи сверхвязкой нефти в послойно-неоднородном коллекторе с частичной вертикальной сообщаемостью (патент RU №2473796, МПК Е21В 43/24, опубл. 27.01.2013), включающий бурение пары горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости, прогрев послойно-неоднородного коллектора закачкой теплоносителя (пара) в обе скважины с образованием паровой камеры, разогрев межскважинной зоны послойно-неоднородного коллектора с хорошей вертикальной сообщаемостью, снижение вязкости сверхвязкой нефти, закачку пара в верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину и отбор продукции из нижней горизонтальной добывающей скважины, при этом горизонтальные участки горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин пробурены в интервале послойно-неоднородного коллектора с хорошей вертикальной сообщаемостью, и как минимум две вертикальные скважины пробурены в послойно-неоднородном коллекторе в зонах начала и конца горизонтальных участков и вскрыты в интервалах послойно- неоднородного коллектора с ухудшенным вертикальным сообщением, причем сначала закачкой пара в обе вертикальные скважины производят разогрев послойно- неоднородного коллектора в зонах с ухудшенным вертикальным сообщением до образования гидродинамической связи между вертикальными скважинами, после чего в одну из вертикальных скважин закачивают пар, а из другой вертикальной скважины отбирают продукцию, причем при прорыве пара в ствол вертикальной добывающей скважины снижают отбор продукции на 50% до прекращения поступления газа в ствол вертикальной добывающей скважины, после чего отбор продукции из вертикальной скважины возобновляют в прежнем объеме, при снижении приемистости вертикальной нагнетательной скважины на 70% переходят на закачку горячей воды.

Недостатком известного способа являются:

- во-первых, постоянная закачка пара в пласт через нагнетательную скважину приводит к увеличению объема образующегося конденсата, основная часть которого извлекается через добывающую скважину, вызывая рост обводненности добываемой высоковязкой нефти, что приводит к снижению эффективности реализации способа;

- во-вторых, вследствие постоянной закачка пара в пласт через нагнетательную скважину прогрев пласта не оптимален, так как накапливающийся конденсат ухудшает теплопередачу от закачиваемого пара к пласту;

- в-третьих, постоянное закачивание водяного пара в нагнетательную скважину, требует значительных затрат энергии для производства пара.

Технической задачей предложения является увеличение эффективности разработки залежи сверхвязкой нефти за счет улучшения проницаемости для сверхвязкой нефти в зоне пласта вблизи горизонтального ствола добывающей скважины, а также снижение энергетических затрат на реализацию способа.

Техническая задача решается способом разработки залежи сверхвязкой нефти, включающий бурение пары горизонтальных верхней нагнетательной и нижней добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости, прогрев пласта закачкой пара в обе скважины с образованием паровой камеры, разогрев межскважинной зоны пласта, снижение вязкости сверхвязкой нефти, закачку пара в верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину и отбор продукции из нижней горизонтальной добывающее скважины.

Новым является то, что прогревают пласт закачкой пара в обе скважины до стабилизации величины паронефтяного отношения, после чего поочередно используют три режима разработки залежи сверхвязкой нефти, первый режим включает закачку пара в нагнетательную скважину и выдержку его в пласте в течение 48-72 часов, второй режим включает закачку в добывающую скважину пропиленгликоля из расчета 5 м³ на 100 м горизонтального участка добывающей скважины с содержанием основного вещества не менее 98% с выдержкой в пласте в течение 12-24 часов и одновременной циркуляцией водяного пара в нагнетательной скважине, третий режим включает добычу высоковязкой нефти из добывающей скважины до возрастания величина паронефтяного отношения в 1,5 раза.

Способ реализуют следующим образом.

На залежи сверхвязкой нефти пробуривают пару горизонтальных верхней нагнетательной и нижней добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости.

Нагнетают пар, например водяной в горизонтальные участки добывающей и нагнетательной скважин и создают паровую камеру в пласте, разогревают межскважинную зону пласта между горизонтальными участками верхней нагнетательной и нижней добывающей скважин, при этом закачиваемый в пласт водяной пар из-за разности плотностей стремится к верхней части нефтенасыщенного интервала залежи, создавая увеличивающуюся в размерах паровую камеру.

Разогрев пласта приводит к снижению вязкости нефти, и она приобретает подвижность. На поверхности раздела паровой камеры и холодных нефтенасыщенных толщин происходит теплообмен, в результате пар конденсируясь преобразуется в воду, которая вместе с разогретой нефтью движется к горизонтальному участку добывающей скважины. После создания паровой камеры осуществляют отбор сверхвязкой нефти через добывающую скважину, а водяной пар закачивают только в нагнетательную скважину. Разработку залежи сверхвязкой нефти в таком режиме ведут до стабилизации величины паронефтяного отношения. Паронефтяное отношение определяют как объем пара закачанного для добычи одной тонны высоковязкой нефти. Для разработки залежей сверхвязкой нефти осуществляемых с закачиванием пара паронефтяное отношение стабилизируется при достижении величины 2,2-3,8 м³/т.

После стабилизации величины паронефтяного отношения переходят к первому режиму разработки залежи сверхвязкой нефти, включающему только периодическую (до момента перехода ко второму режиму эксплуатации) закачку водяного пара в нагнетательную скважину. После создания паровой камеры и стабилизации величины паронефтяного отношения периодической закачки пара достаточно для предотвращения остывания пласта. Постоянное закачивание водяного пара в нагнетательную скважину привело бы к неоправданным энергетическим затратам и увеличению объема образующегося конденсата, влекущему за собой рост обводненности отбираемой сверхвязкой нефти. Объем закачки пара определяет геологическая служба нефтегазодобывающего предприятия в зависимости от физико-емкостных свойств пласта (пористости, проницаемости т.д.) и обычно составляет 500-800 тонн.

После закачки 500-800 тонн водяного пара в нагнетательную скважину подачу водяного пара прекращают для перераспределения тепла в пласте в течение 48-72 суток.

Далее переходят ко второму режиму разработки залежи сверхвязкой нефти. Закачанный при использовании первого режима эксплуатации пар в течение 48-72 часов отдает тепло пласту и, конденсируясь, преобразуется в воду (конденсат), которая вместе с разогретой сверхвязкой нефтью движется к горизонтальному участку добывающей скважины. Основная часть конденсата добывается вместе с сверхвязкой нефтью, но часть его остается в пласте и, накапливаясь с течением времени, приводит к повышенной водонасыщенности пласта, снижается фазовую проницаемость нефти. Также накапливающийся конденсат ухудшает теплопередачу от закачиваемого пара к пласту.

Второй режим разработки залежи сверхвязкой нефти включает закачку пропиленгликоля в добывающую скважину с одновременной циркуляцией водяного пара в нагнетательной скважине. При реализации способа используют пропиленгликоль, производимый по ТУ 2422-069-05766801-97, представляющий собой прозрачную нелетучую жидкость со слабым запахом и сладковатым вкусом.

Циркуляцию водяного пара в нагнетательной скважине осуществляют для предотвращения остывания пласта в течение всего времени использования второго режима разработки залежи сверхвязкой нефти.

Закачанный пропиленгликоль оставляют в скважине в течение 12-24 часов. В течение этого времени пропиленгликоль «вбирает в себя» содержащиеся в пласте конденсат и связанную воду. Пропиленгликоль гигроскопичная жидкость, обладающая высокой влагоемкостью и смешивающаяся с водой в любых соотношениях. Гигроскопичность пропиленгликоля объясняется наличием в их составе гидроксильных и эфирных групп, образующих водородные связи с водой. Влагоемкость закачанной оторочки из пропиленгликоля растет при увеличении объема и концентрации пропиленгликоля, поэтому их используют в концентрированном виде с содержанием основного вещества не менее 98%. Объем используемого пропиленгликоля составляет из расчета 5 м³ на 100 м горизонтального участка добывающей скважины, что установлено проведением опытных работ. Температура кипения пропиленгликоля 189°C, что позволяет использовать его при разработке залежей сверхвязкой нефти с использование водяного пара. Температура пласта при разработке залежей сверхвязкой нефти после разогрева паром в большинстве случаев не превышает температуру кипения этиленгликоля.

Далее переходят к третьему режиму разработки залежи сверхвязкой нефти, включающему отбор сверхвязкой нефти из добывающей скважины. При переходе к третьему режиму разработки залежи сверхвязкой нефти через добывающую скважину первоначально извлекается закачанный ранее пропиленгликоль, несущий в себе конденсат и связанную воду, которые ранее содержались в пласте. При этом происходит осушение (дегидратация) пласта, обеспечивающее увеличение фазовой проницаемости для нефти. Осушение пласта обеспечивает рост фазовой проницаемость для нефти и, как следствие, увеличение эффективности обора высоковязкой нефти.

Отбор сверхвязкой нефти из добывающей скважины ведут пока из-за остывания пласта величина паронефтяного отношения не возрастет в 1,5 раза. После этого переходят к первому режиму разработки залежи сверхвязкой нефти, включающему закачку пара в нагнетательную скважину. При третьем режиме разработки залежи сверхвязкой нефти было проведено осушение пласта, поэтому накопившийся конденсат не ухудшает теплопередачу от закачиваемого пара к пласту, за счет этого происходит оптимизация прогрева пласта и, как следствие, увеличение эффективности отбора сверхвязкой нефти.

Далее три режима разработки сверхвязкой нефти поочередно используют до выработки извлекаемых запасов сверхвязкой нефти.

Пример практического применения способа.

Разрабатывают залежь сверхвязкой нефти, находящуюся на глубине 95 м, которая представлена пластами толщиной 25-34 м с температурой 9,8°C, с пластовым давлением 0,7 МПа, нефтенасыщенностью 0,73 д.ед., пористостью 32%, проницаемостью 0,21 мкм², с битумом плотность 973 кг/м³ и вязкость около 22000 мПа·с, длина горизонтального участка добывающей скважины составляет 400 м.

На залежи сверхвязкой нефти пробурили пару горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости на расстоянии 7 метров. Далее, нагнетая водяной пар с температурой 210°C (на устье) в горизонтальные участки добывающей и нагнетательной скважин, создали паровую камеру в пласте и разогрели межскважинную зону пласта. Начали разработку залежи сверхвязкой нефти отбором разогретой нефти из пласта через горизонтальный ствол добывающей скважины и закачкой водяной пара в пласт с температурой 210°C (на устье) через горизонтальный ствол нагнетательной скважины в объеме 100 т/сутки. Разработку залежи в таком режиме вели до стабилизации паронефтяного отношения на величине 2,8 м³/т. Далее перешли к первому режиму разработки залежи сверхвязкой нефти, включающему закачку водяного пара в пласт через горизонтальный ствол нагнетательной скважины. После закачки 700 т водяного пара в пласт в подачу водяного пара в нагнетательную скважину прекратили. В течение 60 часов тепло от закачанного пара перераспределялось в пласте.

Далее перешли ко второму режиму разработки залежи сверхвязкой нефти, при котором в пласт через горизонтальный ствол добывающей скважины закачали: 400 м × 5 м³ = 20 м³ пропиленгликоля с одновременной циркуляцией водяного пара в нагнетательной скважине. Закачанный пропиленгликоль оставили в скважине на 18 часов, при этом продолжали циркуляцию водяного пара в горизонтальном стволе нагнетательной скважины по колонне насосно-компрессорных труб через затрубное пространство нагнетательной скважине.

Далее перешли к третьему режиму разработки залежи сверхвязкой нефти, включающему отбор сверхвязкой нефти из добывающей скважины. Отбор сверхвязкой нефти из добывающей скважины вели, пока паронефтянефтяное отношение не возросло в 1,5 раза. После этого перешли к первому режиму разработки залежи сверхвязкой нефти. Далее три режима разработки залежи сверхвязкой нефти использовали поочередно.

Использование предлагаемого способа позволяет снизить величину накопленного паронефтяного отношения в 1,3 раза за счет за счет оптимизации прогрева пласта и улучшения проницаемости для сверхвязкой нефти в зоне пласта вблизи добывающей скважины.