Способ теплового воздействия на пласт

Изобретение относится к горному делу и может применяться для тепловой обработки продуктивного пласта высоковязкой нефти, восстановления гидравлической связи пласта со скважиной, увеличения нефтеотдачи пластов с высоковязкой нефтью и дебита скважин, а также возобновления эксплуатации нерентабельных скважин на нефть, природный газ, на пресные, минеральные и термальные воды.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2379494, Е21В 43/24, опубл. 20.01.2010) с использованием пары горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно одна над другой в вертикальной плоскости продуктивного пласта, оснащенных колонной насосно-компрессорных труб, позволяющих вести одновременно закачку теплоносителя и отбор продукции, закачку теплоносителя, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор продукции через добывающую скважину по насосно-компрессорным трубам и контроль технологических параметров пласта и скважины, отличающийся тем, что окончания колонн насосно-компрессорных труб располагают на противоположных концах условно горизонтального участка скважин, прогрев продуктивного пласта начинают с закачки пара в обе скважины, разогревают межскважинную зону пласта, снижают вязкость высоковязкой нефти, а паровую камеру создают закачкой теплоносителя, распространяющегося к верхней части продуктивного пласта с увеличением размеров паровой камеры, в процессе отбора продукции, периодически, 2-3 раза в неделю, определяют минерализацию попутно отбираемой воды, анализируют влияние изменения минерализации попутно отбираемой воды на равномерность прогрева паровой камеры и с учетом изменения минерализации попутно отбираемой воды осуществляют равномерный прогрев паровой камеры путем регулирования режима закачки теплоносителя или отбора продукции скважин до достижения стабильной величины минерализации попутно отбираемой воды.

Недостатками данного способа являются:

- узкая область применения, связанная с невозможностью использования для повышения продуктивности пластов с пресными, минеральными и термальными водами;

- сложный контроль за процессом парогравитационного воздействия (ПГВ), требующий остановки процесса отбора продукции для анализа ее минерализации;

- большие непроизводственные затраты, связанные с нагревом теплоносителя (практически не уменьшающиеся с ростом температуры в прогреваемом пласте) до высоких температур для закачки в пласт, где он смешивается с продукцией пласта и вместе с которой поднимается на поверхность (не менее 80% теплоносителя в добываемой продукции), после чего затрачиваются большие средства на отделение теплоносителя от продукции пласта;

- высокие давления закачки теплоносителя (до 20-40 МПа) в пласт, что может вызвать прорыв теплоносителя в водоносные и/или поглощающие пласты, что может привести к невозможности использования способа или нарушить экологическую ситуацию в подземных источниках воды;

- невозможно проводить анализ параметров нагнетательной скважины без остановки ее работы;

- КИН не превышает 40% из-за образования зон с малым относительно изначально пластового с низким пластовым сопротивлением и кольматацией из-за воздействия высоким давлением участков пласта, не находящихся в зонах с низким пластовым сопротивлением, что исключает их дальнейшее извлечение при помощи скважин;

- необходимость строительства дорогостоящих дополнительных пар нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин, так как применение горизонтальных скважин длиной более 200-250 м и диаметром более 140 мм на эффективность прогрева не влияет из-за образования в пласте зон с низким пластовым сопротивлением;

- высокие финансовые и материальные затраты, применения дорогого оборудования, работающего при высоких давлениях, и необходимостью строительства как минимум одной пары горизонтальных участков нагнетательной и добывающей скважин.

Известен способ разработки залежей тяжелых и сверхвысоковязких нефтей (патент RU №2387818, Е21В 43/24, опубл. 27.04.2010), включающий закачку пара в пласт, прогрев пласта с созданием паровой камеры, совместную закачку пара и углеводородного растворителя и отбор продукции, отличающийся тем, что в качестве углеводородного растворителя применяют смесь углеводородов предельного алифатического и ароматического рядов, основным компонентом которой является бензол, а совместную закачку пара и углеводородного растворителя осуществляют после достижения температуры в паровой камере не менее температуры фазового перехода смеси пара и углеводородного растворителя с поддержкой температуры в паровой камере не ниже температуры фазового перехода смеси пар-углеводородный растворитель.

Недостатками данного способа являются:

- узкая область применения, связанная с невозможностью использования для повышения продуктивности пластов с пресными, минеральными и термальными водами;

- сложный контроль за процессом паро-гравитационного воздействия (ПГВ), требующий остановки процесса отбора продукции для анализа ее минерализации;

- большие непроизводственные затраты, связанные с нагревом теплоносителя (практически не уменьшающиеся с ростом температуры в прогреваемом пласте) до высоких температур для закачки в пласт, где он смешивается с продукцией пласта и вместе с которой пласта подымается на поверхность (не менее 80% теплоносителя в добываемой продукции), после чего затрачиваются большие средства на отделение теплоносителя от продукции пласта;

- большие затраты на использование углеводородного растворителя, так как он используется в процентном отношении к закачиваемому пару (3-20 т/ч);

- высокие давления закачки теплоносителя (до 20-40 МПа) в пласт, что может вызвать прорыв теплоносителя в водоносные и/или поглощающие пласты, что может привести к невозможности использования способа или нарушить экологическую ситуацию в подземных источниках воды;

- невозможно проводить анализ параметров нагнетательной скважины без остановки ее работы;

- необходимость строительства дорогостоящих дополнительных нагнетательных горизонтальных скважин, так как применение горизонтальных скважин длиной более 200-250 м и диаметром более 140 мм на эффективность прогрева не влияет из-за образования в пласте зон с низким пластовым сопротивлением;

- КИН не превышает 45% из-за образования зон с малым относительно изначально пластового с низким пластовым сопротивлением и кольматацией из-за воздействия высоким давлением участков пласта, не находящихся в зонах с низким пластовым сопротивлением, что исключает их дальнейшее извлечение при помощи скважин;

- высокие финансовые и материальные затраты, применение дорогого оборудования, работающего при высоких давлениях, и необходимость строительства как минимум одной пары горизонтальных участков нагнетательной и добывающей скважин.

Известен способ повышения нефтеотдачи путем воздействия на призабойную зону пласта ультразвуковым излучением (УЗИ) (патент RU №2353760, Е21В 43/16, 43/24, 28/00, опубл. 27.04.2009), заключающийся в одновременном вибрационном и тепловом воздействии, отличающийся тем, что ультразвуковое излучение направляют с наземной части скважины внутрь скважины по насосно-компрессорным трубам скважины, по штоку скважинного насоса и по погружному волноводу, размещенному в насосно-компрессорных трубах и/или в зазоре между насосно-компрессорными и обсадными трубами, воздействие осуществляют в процессе добычи нефти из скважины без ее остановки, а удельную мощность ультразвука, подаваемого в волноводы, выбирают в пределах от 0,1 до 10 кВт/см².

Недостатками данного способа являются:

- узкая область применения, связанная с невозможностью использования для повышения продуктивности пластов с пресными, минеральными и термальными водами;

- также узкая область применения, связанная с необходимостью подбора колонны, используемой для передачи УЗИ, с практически одинаковыми акустическими и электрическими параметрами всех ее труб и пласта с достаточно однородными параметрами по всей длине вскрытия для исключения эффекта «затухания» УЗИ при передаче по колонне труб и воздействии на пласт;

- необходимо использовать специальное дорогостоящее оборудование (кабели, датчики, реле, пульты управления, узлы соединения и т.п.), рассчитанное на высокие мощности, потребляемые генератором УЗИ;

- невозможно проводить анализ параметров скважины и отбор продукции без остановки работы генератора УЗИ;

- высокие затраты электроэнергии при относительно небольшом охвате пласта, что значительно увеличивает время (не менее чем в 20 раз по сравнению даже с ПГВ) до начала промышленной разработки.

Наиболее близким по технической сущности является способ тепловой обработки призабойной зоны скважины (патент RU №2266401, Е21В 43/24, опубл. 20.12.2005), включающий заполнение части корпуса электродного нагревателя водой, его герметизацию, размещение в скважине и нагрев призабойной зоны скважины, отличающийся тем, что верхнюю часть корпуса заполняют инертным газом под начальным давлением p₁ и после размещения корпуса в призабойной зоне скважины нагревают воду до рабочей закритической температуры T₂, при этом давление p₁ определяют из зависимости:

,

где р₂ - рабочее давление внутри корпуса нагревателя, соответствующее температуре Т₂, Па;

T₁ - начальная температура воды, К;

V - объем корпуса нагревателя, м³;

V₂ - рабочий объем воды при давлении p₂ и температуре T₂, м³;

V₁ - объем воды при давлении p₁ и температуре Т₁, м³.

Недостатками данного способа являются:

- узкая область применения, связанная с невозможностью использования данного способа в горизонтальных скважинах из-за спуска на кабеле;

- также узкая область применения, связанная с необходимостью проведения работ вблизи с высоковольтными линиями электропередач (ЛЭП), так как для генерации 1 МВт тепла при напряжении 380 В потребуется ток 3700 А (что примерно равно одновременному использованию 180 сварочных аппаратов);

- необходимо использовать специальное дорогостоящее оборудование (кабели, датчики, реле, пульты управления, узлы соединения и т.п.), рассчитанное на высокие мощности, потребляемые нагревателем;

- увеличение длины электродного нагревателя снижает температуру на единицу его длины, что делает этот способ неэффективным в скважинах с большой длиной воздействия на пласт;

- высокие затраты электроэнергии при относительно небольшом охвате пласта, что значительно увеличивает время (примерно в 15-20 раз по сравнению даже с ПГВ) до начала промышленной разработки;

- невозможно проводить отбор и анализ продукции скважины без остановки работы электродного нагревателя, так как для эффективной его работы необходимо устанавливать в вертикальной скважине пакер выше пласта, на который он воздействует.

Наиболее близким по технической сущности является способ теплового воздействия на пласт (патент RU №2471064, Е21В 43/24, опубл. 27.12.2012, бюл. №36), включающий заполнение герметичного нагревателя теплоносителем, размещение в скважине и нагрев призабойной зоны скважины, причем призабойную зону скважины строят в виде горизонтально-наклонного или горизонтального ствола, нагреватель выполняют в виде циркуляционного теплообменника, в котором производят прокачку предварительно нагретого на поверхности теплоносителя, перед размещением теплообменника производят исследование физических параметров пласта, определяют внутрипластовое давление пласта и давление образования трещин в коллекторе пласта, при нагреве призабойной зоны пласта в скважине поддерживают давление не ниже начального пластового давления пласта и не выше давления образования трещин в коллекторе за счет отбора из скважины газа и жидкости из низшего уровня.

Недостатками способа являются:

- снижение эффективности способа из-за строительства скважины без учета неровности горизонтального ствола скважины в пласте;

- большие материальные затраты, связанные с необходимостью строительства теплообменника в пласте на всю длину горизонтально-наклонного или горизонтального ствола скважины, так как требуют индивидуальной разработки теплообменника, заказ материалов и изготовление для каждой скважины;

- низкая эффективности на начальном этапе реализации способа, так как работает для вытеснения продукции пласта только кольцевое пространство внутри скважины между внутренней стенкой и теплообменником.

Технической задачей предлагаемого изобретения является способ теплового воздействия на пласт, эффективно работающий на начальном скважины этапе благодаря увеличению свободного объема и строительства с учетом возможной кривизны ствола скважины с низкими материальными затратами из-за возможности использования унифицированного теплообменника для любой из скважин.

Техническая задача решается способом теплового воздействия на пласт, включающим исследование физических параметров пласта, определение внутрипластового давления пласта и давление образования трещин в коллекторе пласта, строительство в пласте горизонтально-наклонного ствола скважины, в котором размещен герметичный заполненный теплоносителем нагреватель в виде циркуляционного теплообменника, нагрев жидкости в стволе скважины за счет прокачки в нагревателе предварительно нагретого на поверхности теплоносителя, причем при нагреве пласта в скважине поддерживают давление не ниже начального пластового давления пласта и не выше давления образования трещин в коллекторе за счет отбора из низшего уровня скважины газа и жидкости.

Новым является то, что наклонно-направленный ствол строят восходящим к забою с уклоном, исключающим нисходящие к забою участки, но не более 30° относительно горизонта, а нагреватель не доходит до забоя скважины не менее длины наклонно-направленного ствола скважины.

На фиг. 1 изображена схема для реализации скважины с горизонтальным стволом.

На фиг. 2 изображено сечение А-А фиг. 1.

Способ реализуется следующим образом.

Строят скважину 1 (фиг. 1) с размещением в продуктивном пласте 2 наклонно-направленного ствола 3, в котором производят перфорацию 4 обсадной колонны 5 (или при строительстве снабжают обсадную колонну противопесочными фильтрами - не показаны). После чего в скважину 1 спускают герметичный нагреватель 6, например, выполненный в виде труба 7 в трубе 8, который заполняют теплоносителем и подключают к теплогенератору 9, например к теплообменнику или нагревательному котлу.

Причем длина нагревателя 6 в наклонно-направленном стволе 3 должна составлять (определено эмпирически):

где L_ст - длина наклонно-направленного ствола 3 скважины 1, м;

L_нагр - длина нагревателя 6 в стволе 3 скважины 1, м.

Так как нагреватель 6 герметичный, то для любых видов пластов и с любой продукцией в качестве теплоносителя можно использовать любые высокотемпературные теплоносители, в том числе и синтетические масла (например, «Therminol» фирмы «Solutia Inc.» - теплоноситель, предназначенный для работы в диапазоне температур от -115°С до +400°С в жидкой и паровой фазе или аналогичные масла других производителей: BP, "Shell" и т.д.). Нагреватель 6 соединят с теплогенератором 9 на устье скважины 1, который производит нагрев теплоносителя и из которого насосом 10 производят прокачку предварительно нагретого теплоносителя через циркуляционный нагреватель 6, например теплоноситель закачивают насосом 10 во внутреннюю трубу 7 до заглушенного конца 11 наружной трубы 8, откуда он по межтрубному пространству этих труб 7 и 8 поднимается на поверхность и далее зацикливается в теплогенераторе 9. Для более эффективного прогрева пласта 2 ствол 3 скважины 1 рекомендуется строить горизонтально-наклонным, восходящим к забою с уклоном α относительно горизонта, исключающим нисходящие к забою скважины 1 участки, но не более 30°, так как для прогрева используется естественная конвекция, которая эффективней, чем больше горизонтальная проекция ствола. Практика для месторождений Республики Татарстан показывает, что для исключения нисходящих к забою скважины 1 участков для скважин с обсадной колонной ∅168 мм ствол 3 нужно строить с уклоном α: не менее 2° - для карбонатных, и не менее 3°20' - для терригенных пластов. Благодаря такой конструкции ствола 3 исключаются гидрозатворы в стволе 3 скважины 1. Чтобы исключить ошибки при строительстве ствола 3 скважины 1 угол α выбирают от 5° до 30°. Такое строение ствола 3 скважины 1 позволяет размещать нагреватель не на всю длину ствола 2. При добыче высоковязких и битуминозных нефтей рекомендуется перед размещением нагревателя 6 производить исследование физических параметров пласта 2 для определения внутрипластового давление пласта 2 в начальном состоянии и давления образования трещин в коллекторе пласта 2. После спуска нагревателя 6 при нагреве пласта 2 в скважине 1 поддерживают давление, регистрируемое на манометре 12 (с учетом расположения на устье), не ниже начального пластового давления пласта 2, чтобы исключить нарушение целостности коллектора пласта 2 при отборе его продукции, и не выше давления образование трещин в данном коллекторе, чтобы исключить образования трещин с малым сопротивлением, по которым возможен прорыв пара или нагретой жидкости, уменьшая охват и нефтеотдачу пласта 2, а также исключить прорыв в другие пласты (не показаны), в том числе и водоносные. При работе во время нагрева призабойной зоны 3 при вскипании продукции пласта 2 повышается давление в скважине 1 (для наибольшей эффективности используют температуру для нагревания, превосходящую температуру кипения продукции пласта), что отмечается на манометре 12, который показывает давление в скважине 1 с учетом глубины залегания пласта 2, а по мере отбора продукции из пласта 2 давление, оцениваемое манометром 12, снижается. Оценивая показания манометра 12, принимается решение об отборе продукции пласта 2 из скважины 1 или нагнетании насосом 13 жидкости или пара в пласт 2 по скважине 1, осуществляя контроль давления в скважине 1, которое передается на пласт 2.

При начале прогрева пласта 2 давление в скважине 1 повышается за счет вскипания и расширения жидкой продукции пласта 2 и расширения газа у забоя скважины 1 (находящегося на глубине Н2), нагреваясь которые поднимаются по вертикальному участку 14 скважины 1, отбираются и конденсируются, например, в сборной емкости 15. При этом легкие фракции продукции пласта 2, выделяемые при нагреве продукции, могут конденсироваться и собираться в емкости 15 для дальнейших технологических операций.

По мере прогрева и охвата температурным воздействием пласта 2 объем поступающей продукции в скважину 1 увеличивается и мощности нагревателя 6 не хватает для доведения до кипения жидкости, поступающей из пласта 2. Тогда продукцию пласта 2 отбирают при помощи погружного насоса 16 (штангового или высокотемпературного винтового), спускаемого на параллельной колонне труб 17, с использованием двуствольной устьевой арматуры 18 (показана условно), с входом 19, располагаемым в максимально низшем уровне H1 скважины 1 для обеспечения наиболее эффективного отбора продукции пласта 2.

В результате отбора продукции пласта 2 из скважины 1 или других добывающих скважин (не показаны), охваченных тепловым воздействием скважины 1, и увеличения охвата температурного воздействия пласт 2 внутрипластовое давление снижается. Для поддержания давления в пласте 2 в него через скважину 1 нагнетают насосом 13 жидкость (в качестве жидкости могут использовать, например, воду, воду с растворителями, в том числе и углеводородными, нефть и т.п.), газированную жидкость и/или осушенный пар. В результате жидкость под действием нагревателя 6 доводится до кипения, а газ, образовавшийся пар и/или нагнетаемый пар дополнительно нагреваются и создают в скважине 1 необходимое для дальнейшего освоения давление, воздействующее на пласт 2. В качестве углеводородного растворителя могут использовать легкие фракции из добытой продукции пласта 2, находящиеся в емкости 15. Воду с углеводородными растворителями, нефть и газированную жидкость используют при нагнетании в пласт 2 для наиболее эффективного вытеснения с дополнительным разжижением высоковязких и битуминозных нефтей из него. Воду и пар используют в водоносных пластах или нефтеносных пластах, в которых уже образовалась паровая камера (показана) у кровли пласта над скважиной 1 для поддержания баланса между температурой, давлением и объемом камеры, обеспечивающим поддержание воды в ней в парообразном состоянии.

Для распределения добытой продукции пласта 2 и нагнетания жидкости или пара и регулирования объемов закачки теплоносителя в нагревателе 6 используют устьевые задвижки 20. Для центрирования нагревателя 6 относительно стенок обсадной колонны 5 (фиг. 2) скважины 1 (фиг. 1) используются жесткие или пружинные центраторы 21 (фиг. 2), для центрирования внутренней трубы 7 относительно наружной трубы 8 - центраторы 22.

Размещение нагревателя 6 (фиг. 1) не на всю длину ствола 3 позволяет увеличить на начальном этапе объем пара, образующегося в скважине 1, на начальном этапе реализации способа по отношению к наиболее близкому аналогу, что напрямую повышает эффективность предлагаемого способа, так как способ реализуется при помощи естественной конвекции, сила вытеснения (сила Архимеда) которой зависит от объема образующегося пара (газа).

В наиболее близком аналоге получаемый объем пара, участвующий в естественной конвекции, вычисляется по формуле:

где V_1п - образующийся объем пара в стволе 3 в наиболее близком аналоге, м³;

D_скв - внутренний диаметр ствола 3 скважины 1, м;

D_нагр - наружный диаметр нагревателя 6 в стволе 3, м;

L_ст - длина ствола 3 скважины 1, м.

В предлагаемом способе получаемый объем пара, участвующий в естественной конвекции, вычисляется по формуле:

где V_2п - образующийся объем пара в стволе 3 в предлагаемом способе, м³;

D_скв - внутренний диаметр ствола 3 скважины 1, м;

D_нагр - наружный диаметр нагревателя 6 в стволе 3, м;

L_ст - длина ствола 3 скважины 1, м;

L_нагр - длина нагревателя 6 в стволе 3 скважины 1, м.

А разность получаемых объемов пара ΔV в предлагаемом способе и наиболее близком аналоге при прочих равных условиях будет составлять с учетом неравенства [1]:

где V_1п - образующийся объем пара в стволе 3 в наиболее близком аналоге, м³;

V_2п - образующийся объем пара в стволе 3 в предлагаемом способе, м³;

D_нагр - наружный диаметр нагревателя 6 в стволе 3, м;

L_ст - длина ствола 3 скважины 1, м.

Для скважины 1 длиной 250 м, диаметром обсадной колоны 5-168 мм (внутренний D_скв≈0,15 м) и наружным диаметром нагревателя 6-100 мм (0,1 м) получаемый объем пара в предлагаемом способе больше, чем в наиболее близком аналоге на 26-79%.

Использование нагревателя 6 длиной L_нагр≈180 м возможно в стволах 3 скважины 1 длиной D_скв≈240÷720 м, а нагревателя длиной L_нагр≈300 м в скважинах 1 длиной D_скв≈400÷1200 м. Это значительно удешевляет строительство скважины 1, так как не требует индивидуальной разработки теплообменника 6, заказ материалов и изготовление его для каждой скважины 1.

Предлагаемый способ теплового воздействия на пласт прост и эффективен в использовании, экологически безопасен, не нарушает структуру пласта, позволяет эффективно работать на начальном этапе скважины благодаря увеличению свободного объема и строительства с учетом возможной кривизны ствола скважины с низкими материальными затратами из-за возможности использования унифицированного теплообменника для любой из скважин.