Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ФЛЮИДОВ

Изобретение относится к области горного дела и может быть использовано для добычи углеводородных флюидов, преимущественно - высоковязких нефти и природного битума с применением тепла, образующегося при горении углеводородов в пласте.

Известен способ разработки нефтебитумной залежи [1], включающий проводку в пласте двух горизонтальных стволов параллельно между собой, закачку пара в верхнюю нагнетательную скважину и отбор продукции из нижней добывающей скважины. Недостатком известного способа [1] является низкая эффективность и результативность процесса извлечения нефти из нефтеносного пласта породы, особенно в тонких пластах из-за больших тепловых потерь, невозможности контролировать распространение фронта вытеснения.

Известен способ извлечения жидких углеводородов из подземного пласта [2], включающий проводку в пласте одной горизонтальной добывающей скважины и одной вертикальной нагнетательной скважины, закачку пара в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины. Недостатком известного способа [2] является низкая эффективность и результативность процесса извлечения нефти из нефтеносного пласта породы из-за невозможности контроля распространения фронта окисления, сложность контроля процесса и управления процессом на большом удалении от скважины, низкая скорость его (процесса) распространения.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности, прототипом, является способ разработки залежи высоковязкой нефти, включающий строительство добывающей горизонтальной скважины в области подошвы продуктивного пласта, нагнетательной горизонтальной скважины над добывающей горизонтальной скважиной, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину, инициацию внутрипластового горения и отбор продукции пласта из добывающей скважины [3].

Недостатком известного способа [3] является неудовлетворительная эффективность (результативность) процесса извлечения нефти из нефтеносного пласта породы, обусловленная необходимостью расходования большого количества рабочего агента для единовременной закачки по всей длине горизонтальной части ствола, сложность прогнозирования подземного распространения фронта горения из-за неопределенности границ и масштабов процесса, сложность контроля процесса горения и воздействия на процесс из-за неопределяемых объемов породы одновременно в него (процесс) вовлеченных, затруднительность отбора нефти из-за непоследовательного (в хаотичной последовательности, с неопределяемым и нерегулируемым местоположением) закоксовывания горизонтального участка ствола.

Целью заявляемого изобретения является повышение эффективности процесса флюидоизвлечения из флюидоносного пласта (повышение флюидоотдачи пласта) породы и повышение добычи углеводородных энергоносителей - флюидов, в том числе высоковязких нефтей и битумов.

Цели достигают тем, что осуществляют строительство добывающей горизонтальной скважины в области подошвы продуктивного пласта породы, нагнетательной горизонтальной скважины над добывающей горизонтальной скважиной, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукта пласта из добывающей скважины, причем горизонтальную добывающую скважину бурят над подошвой продуктивного пласта, над горизонтальным участком добывающей скважины параллельно ей в обратном направлении на расстоянии от добывающей скважины бурят горизонтальную нагнетательную скважину, в нагнетательную скважину опускают колонну труб с заглушенным концом и выполненными на концевом участке отверстиями для закачки рабочих агентов, участок трубы с отверстиями с двух концов ограничивают пакерами, производят закачку нагретого рабочего агента в продуктивный пласт и прогревают продуктивный пласт до температуры воспламенения внутрипластового углеводородного флюида. Затем производят замену инертного рабочего агента на кислородосодержащий рабочий агент, например - кислородосодержащий атмосферный воздух, и поджигают углеводородный флюид в пласте. Отслеживая интенсивность процесса горения и разогрев пласта, поддерживают условия сохранения и распространения фронта горения. Используя выделяющееся при горении тепло, прогревают пласт между скважинами, в районе горизонтального участка добывающей скважины доводят температуру участка до температуры состояния текучести углеводородного флюида и производят отбор нагретого продукта. При этом с использованием устройства контроля температуры осуществляют контроль разогрева пласта в межскважинном и прилегающем пространстве, а поддержание пластовой температуры в необходимых рамках осуществляют путем изменения расхода подаваемого кислородсодержащего рабочего агента. После завершения отбора продукта и полной выработки зоны продуктивного пласта в пределах первого шага установки пакеров закачку рабочих агентов временно прекращают. Затем передвигают трубу с отверстиями и с двумя ограничивающими пакерами в направлении устья добывающей скважины не менее чем на длину расстояния между пакерами, пакеры приводят в рабочее состояние и продолжают отработку следующей зоны продуктивного пласта и добычу продукта. Таким образом прорабатывают весь горизонтальный участок нагнетательной скважины. Для повышения объемов добычи углеводородов месторождение покрывают сетью попарно расположенных добывающих и нагнетательных скважин.

Далее приведен пример осуществления заявляемого способа для добычи углеводородных флюидов из нефтеносного пласта породы месторождения.

На чертеже показана схема реализации заявляемого способа, где: 1 - горизонтальная нагнетательная скважина; 2 - горизонтальная добывающая скважина; 3 - продуктивный (нефтеносный) пласт породы; 4 - колонна труб для подачи рабочего агента; 5 - отверстия в колонне труб; 6 - пакерующие устройства (пакеры); 7 - волны распространения температуры (направление распространения тепла); 8 - фронт горения; 9 - устройство контроля температуры, 10 - поверхность водо-нефтяного контакта, 11 - направление устья добывающей скважины.

На нефтеносном участке над подошвой продуктивного пласта 3 (над поверхностью водо-нефтяного контакта 10) бурят горизонтальную добывающую скважину 2. На некотором расстоянии, например до 25 м, от горизонтального участка добывающей скважины 2 параллельно ей (добывающей скважине), но в обратном направлении над ней (добывающей скважиной) на некотором расстоянии, например - по вертикали на 5 м выше добывающей скважины, бурят другую горизонтальную - нагнетательную, скважину 1. Затем в нагнетательную скважину 1 опускают колонну труб 4 с заглушенным концом, с выполненными на концевом участке отверстиями 5 произвольной формы и порядка, для закачки рабочих агентов. При этом суммарная площадь сечения отверстий (в стенках грубы 4) составляет не менее 1/5 площади сечения труб 4. Отверстия 5 с двух сторон ограничивают пакерующими устройствами 6, например - расстояние между пакерующими устройствами 6 (далее по тексту - пакерами) варьируют в диапазоне от 5 до 50 м, причем расстояние выбирают экспериментально исходя из свойств нефтеносной породы. После завершения вышеперечисленных работ скважины готовы к эксплуатации.

После подготовки скважин 1 и 2 к эксплуатации в продуктивный пласт 3 производят закачку рабочего агента, например - инертного газа, с температурой, обеспечивающей прогрев продуктивного пласта 3 до значений, при которых начинается внутрипластовое горение, например - плюс 350°C. Температуру начала внутрипластового горения содержащегося в пласте углеводородного флюида для конкретного случая определяют экспериментально, например - путем лабораторного моделирования, с использованием извлеченного при бурении керна из флюидоносного пласта породы и свойств содержащегося в керне флюида, например - его (флюида) температуры воспламенения, вязкости, плотности, теплоемкости, геофизических свойств пластовой породы.

Производят прогрев призабойной зоны горизонтальной нагнетательной скважины путем закачки нагретых инертных рабочих агентов, например - продуктов сгорания выработавшего воздушный ресурс авиадвигателя, создают гидродинамическую связь между скважинами и доводят (закачкой горячего рабочего агента) температуру участка пласта между добывающей и нагнетательной скважинами до температуры воспламенения флюида. При этом происходит снижение вязкости флюида, например - нефти. Затем, после достижения температуры воспламенения флюида в нефтеносном пласте, производят замену закачиваемого в пласт инертного рабочего агента на содержащий окислитель рабочий агент, например - на кислородосодержащий атмосферный воздух. После замены инертного рабочего агента на кислородсодержащий рабочий агент в пласте возникает горение содержащегося там флюида. Горение флюида происходит при поступлении в зону горения окислителя, например кислорода. От источника горения по пласту распространяются фронт горения и тепловые волны. Некоторая доля, например 15%, содержащегося в пласте флюида выгорает, выделяя тепло. Участок пласта разогревается вместе с находящимся в пласте углеводородсодержащим флюидом, например - высоковязкой нефтью. Невыгоревшая, оставшаяся в пласте доля флюида является добываемым полезным продуктом, объектом добычи.

По мере нагрева и снижения вязкости флюид, например - высоковязкая нефть, обретает текучесть и стекает вниз, к подошве пласте, в зону расположения горизонтального участка добывающей скважины 2. В районе горизонтального участка добывающей скважины 2 производят отбор нагретого продукта (добычу), например - нефти. Контроль разогрева межскважинного и прилегающего пространства осуществляют с использованием устройства контроля температуры 9, например - термопар, в добывающей скважине. При горении в пласте контроль пластовой температуры в необходимых рамках осуществляют путем изменения расхода подаваемых рабочих агентов, например - с содержанием кислорода и инертных газов. При распространении фронта горения после полной отработки зоны продуктивного пласта в пределах первого шага установки пакеров закачку рабочих агентов временно прекращают. Затем передвигают трубу 4 с отверстиями 5 и с двух сторон ограничивающими участок расположения отверстий 5 пакерами в направлении устья добывающей скважины, на длину расстояния между пакерами. Установив пакеры, по вышеописанной схеме продолжают отработку следующей зоны продуктивного пласта. Устройством контроля температуры 9 осуществляют контроль направления распространения тепла 7 и распространения фронта горения 8. При прохождении фронта горения 8 через объем породы, например - заключенной в объеме на 20 м длины пути продвижения фронта горения, считают, что запасы нефти в данном объеме выработаны.

После выработки запасов нефти в объеме выгоревшего участка пласта, например на расстоянии 20 м вдоль горизонтальной добывающей скважины, производят приостановку закачки рабочего агента. Перемещают колонну труб 4 в направлении устья 11 добывающей скважины 2, например - на 0,5…2,0 изначального расстояния между пакерами 6. Затем возобновляют закачку рабочих агентов по описанному выше алгоритму, свойственному началу работы.

Подобные действия выполняют до полного извлечения (полной выработки) запасов имеющихся в пласте породы флюидов, например - высоковязкой нефти, на всем протяжении горизонтального участка нагнетательной скважины 1. При этом достигается предельно полная (максимально эффективная) выработка объема межскважинного и ближайшего прилегающего пространства продуктивного пласта 3, с добычей максимально возможного количества пластового флюида, например - нефти, содержащегося в охваченном процессом объеме нефтеносного пласта.

Применение предложенного способа существенно повысит флюидоотдачу залежи углеводородного сырья и может быть использовано, например, при разработке залежей высоковязкой нефти и природных битумов. Способ обеспечивает повышение флюидоотдачи - эффективности и результативности процесса вытеснения высоковязких флюидов, например - тяжелых нефтей и природных битумов, в том числе способом, увеличивающим охват пласта горением, за счет чего (воздействия образующегося при внутрипластовом горении тепла) происходит понижение вязкости и повышение текучести залегающих флюидов, например - тяжелых, высоковязких нефтей и битумов. Понижение вязкости и повышение текучести способствует извлечению трудноизвлекаемых флюидов, например - высоковязкой нефти и/или природного битума. При этом используется последовательная, пошаговая отработка всего пласта с контролем и поддержанием при каждом шаге операций необходимых условий горения, например - температуры горящего пласта, пространственного положения фронта горения.

Применение заявляемого способа возможно как самостоятельно с бурением новых скважин, так и в комплексе с осуществленными ранее способами разработки, например - с применением закачки пара и иных рабочих агентов, с использованием уже имеющихся скважин.

Применение заявляемого способа способствует повышению извлечения углеводородного флюида (повышению флюидоотдачи пласта) из месторождений трудноизвлекаемых углеводородов, в том числе - высоковязких нефтей, природных битумов.

Пример осуществления предлагаемого изобретения показывает его полезность для разработки ныне разведанных, но неэксплуатируемых месторождений углеводородного сырья - из-за высокой стоимости извлечения вязкого флюида, повышения рентабельности ныне разрабатываемых месторождений высоковязкой нефти и природных битумов.

Предлагаемое изобретение удовлетворяет критериям новизны, так как при определении уровня техники не обнаружено средство, которому присущи признаки, идентичные (то есть совпадающие по исполняемой ими функции и форме выполнения этих признаков) всем признакам, перечисленным в формуле изобретения, включая характеристику назначения.

Способ имеет изобретательский уровень, поскольку не выявлены технические решения, имеющие признаки, совпадающие с отличительными признаками данного изобретения, и не установлена известность влияния отличительных признаков на указанный технический результат.

Заявленное техническое решение можно реализовать в промышленном производстве - для добычи полезных ископаемых - углеводородных энергоносителей. Это соответствует критерию «промышленная применимость», предъявляемому к изобретениям.

ИСПОЛЬЗОВАННЫЕ ИСТОЧНИКИ

1. Патент РФ №2287677, МПК E21B 43/24. Приоритет от 16.12.2005. Опубл. 20.11.2006. Описание патента.

2. Патент РФ №2415260, МПК E21B 43/243. Приоритет от 27.02.2007. Опубл. 27.03.2011. Описание патента.

3. Патент РФ №2425969, МПК E21B 43/24. Приоритет от 18.08.2010. Опубл. 10.08.2011. Описание патента.