Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ПАРНЫХ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти.

Известен способ разработки залежей сверхвязких нефтей (патент RU №2470149, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №35 от 20.12.2012), включающий закачку пара в пласт, прогрев пласта с созданием паровой камеры, совместную закачку пара и углеводородного растворителя в нагнетательную скважину с поддержанием температуры в паровой камере не ниже температуры фазового перехода пар - углеводородный растворитель и последующий отбор продукции из добывающей скважины, при этом совместно с закачкой пара закачивают 20-40%-ный водный раствор карбамида из расчета 12-15 т на 100 м горизонтального ствола скважины в пропорции к пару 8:1, затем закачивают пар до восстановления температуры в пласте не менее 150°С, далее закачивают пар с углеводородным растворителем, объем которого выбирают исходя из формулы:

где m - коэффициент пористости, д. ед.;

L - длина работающей части пласта (выделенная на основе данных геофизических исследований (ГИС), м;

Н - высота паровой камеры, м; после закачки углеводородного растворителя с паром переходят на закачку пара, пока дебит в добывающей скважине не снизится до значения, предшествующего началу обработки залежи раствором карбамида и углеводородным растворителем с паром в данной скважине, после чего обработку залежи периодически повторяют, пока прирост дебита в добывающей скважине не будет меньше на 10% от значения, предшествующего началу обработки залежи.

Известен способ разработки нефтебитумной залежи (патент RU №2387818, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №12 от 27.04.2010), включающий закачку пара в пласт, прогрев пласта с созданием паровой камеры, совместную закачку пара и углеводородного растворителя и отбор продукции, при этом 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 известных способов являются снижение давления в паровой камере по мере использования растворителя и перехода его из паровой фазы в жидкую, значительный расход растворителя на углеводородной основе, что негативно скажется на технико-экономических показателях работы скважин, непроизводительные потери растворителя в прилегающих пластах, сложность контроля термобарического состояния паровой камеры, возможные выпадения в осадок растворителя при высоких значениях температуры.

Техническими задачами заявляемого способа являются сокращение расхода растворителя за счет отсутствия выпадения в осадок растворителя при высоких температурах и продавливания растворителя паром в зоны, не охваченные прогревом и добычей, сокращение энергетических затрат за счет поддержания давления в паровой камере и предварительной закачки растворителя в нагнетательную скважину перед закачкой пара для растворения части высоковязкой нефти и повышения ее подвижности и создания каналов проникновения высоковязкой нефти к нижней добывающей скважине при последующем гравитационном дренировании с закачкой пара.

Техническая задача решается способом разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин, включающим строительство в продуктивном пласте горизонтальной нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, закачку углеводородного растворителя и пара для прогрева продуктивного пласта и создания паровой камеры, перевод в режим закачки пара в нагнетательную скважину и отбора продукции в добывающей скважине.

Новым является то, что предварительно лабораторными исследованиями на образце керна продуктивного пласта определяют скорость диффузии углеводородного растворителя в данном образце в вертикальном направлении под действием сил гравитации при пластовых условиях, на основании данной скорости диффузии рассчитывается время прохождения углеводородного растворителя расстояния по вертикали от нагнетательной до добывающей скважины по формуле:

где t - время прохождения углеводородного растворителя расстояния по вертикали от нагнетательной до добывающей скважины, ч;

h - расстояние по вертикали от нагнетательной до добывающей скважины, м;

υ - скорость диффузии углеводородного растворителя в вертикальном направлении под действием сил гравитации при пластовых условиях, м/ч,

до начала прогрева пласта закачкой пара, в нагнетательную скважину закачивается углеводородный растворитель в объеме, рассчитанном по формуле:

где V - объем закачки углеводородного растворителя, м³;

K=1÷3 - безразмерный коэффициент, выбираемый в зависимости от геолого-физических свойств пласта;

d - диаметр фильтра, м;

L - длина горизонтальной фильтровой части скважины, м, при этом закачка пара для освоения пары скважин начинается по истечении расчетного времени достижения растворителем добывающей скважины.

Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин включает строительство в продуктивном пласте горизонтальной нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине. Предварительно лабораторными исследованиями на образце керна продуктивного пласта определяют скорость диффузии углеводородного растворителя в данном образце в вертикальном направлении под действием сил гравитации при пластовых условиях, на основании данной скорости диффузии рассчитывается время прохождения углеводородного растворителя расстояния по вертикали от нагнетательной до добывающей скважины по формуле:

где t - время прохождения углеводородного растворителя расстояния по вертикали от нагнетательной до добывающей скважины, ч;

h - расстояние по вертикали от нагнетательной до добывающей скважины, м;

υ - скорость диффузии углеводородного растворителя в вертикальном направлении под действием сил гравитации при пластовых условиях, м/ч.

В нагнетательную скважину закачивается углеводородный растворитель в объеме, рассчитанном по формуле:

где V - объем закачки углеводородного растворителя, м³;

K=1÷3 - безразмерный коэффициент, выбираемый в зависимости от геолого-физических свойств пласта;

d - диаметр фильтра, м;

L - длина горизонтальной фильтровой части нагнетательной скважины, м. Причем K=1÷3 выбирают в зависимости от геолого-физических свойств пласта в соответствие с таблицей:

При разбросе параметров геолого-физических свойств пласта K присваивают максимальное значение из возможных.

Закачка пара (по известной из аналогов технологии) в обе скважин для прогрева пласта начинается после истечения расчетного времени достижения растворителем добывающей скважины, определяемого по формуле [1].

После образования паровой камеры, что контролируется при помощи геофизических исследований, переводят верхнюю нагнетательную скважину в режим закачки пара, а нижнюю добывающую скважину - отбора продукции.

Пример конкретного выполнения

Эксплуатируют пару скважин на месторождении высоковязкой нефти. Вязкость нефти составляет 10849*10-6 м²/с (при 8°С). Исходя из вязкости нефти выбирают коэффициент K=3.

Нагнетательная скважина с горизонтальным стволом длиной 758 м на глубине 121 м пробурена долотом диаметром 244,5 мм, забой скважины на глубине 1148 м. Горизонтальный ствол нагнетательной скважины обсажен колонной с щелями - щелевым фильтром диаметром 168 мм. Добывающая скважина с горизонтальным стволом длиной 749 м на глубине 126 м пробурена долотом диаметром 244,5 мм, забой скважины на глубине 1139 м. Горизонтальный ствол нагнетательной скважины обсажен колонной с щелями - щелевым фильтром диаметром 168 мм. Среднее расстояние по вертикали между скважинами составило h=5 м.

Лабораторными исследованиями на образце керна данного продуктивного пласта определяется скорость диффузии углеводородного растворителя в данном образце в вертикальном направлении под действием сил гравитации при пластовых условиях υ=0,11 м/ч.

По формуле [1] определили время прохождения растворителя между скважинами:

Количество закачиваемого углеводородного растворителя определили по формуле [2]:

В нагнетательную скважину закачивают расчетный объем растворителя - 50 м³ и оставляют на выдержку (согласно лабораторным исследованиям) на 45 часов.

Далее при прогреве пласта в верхнюю нагнетательную скважину закачивают объем пара 6518 тонн со среднесуточным расходом 100 т/сут, а в нижнюю добывающую скважину закачивают объем пара 4794 тонн со среднесуточным расходом 80 т/сут, далее останавливают закачку на выдержку для термокапиллярной пропитки на 19 суток, после чего проводят термобарометрические измерения в добывающей скважине посредством геофизических исследований, и спускают электроцентробежный насос ЭЦН5-125-400 на гл. 483 м и оптоволоконный кабель по всей длине фильтра. Начинают вести закачку пара в нагнетательную скважину с суточным расходом 160 т/сут и отбирать продукцию с добывающей скважины с дебитом 150 т/сут.

При этом нефть была получена на данной скважине на 3 сутки после начала отбора, а на соседних скважинах, не обработанных заранее растворителем, не ранее 8-х суток. Расход растворителя уменьшился примерно в 1,5÷2 раза по сравнению с аналогами. Экономия энергии на выработку пара для закачки и прогрева пласта при освоении для одной пары скважин составила 15÷20% по сравнению с аналогичными скважинами, работающими по технологии, описанной в наиболее близком аналоге.

Предлагаемый способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин позволяет сократить расход углеводородного растворителя как минимум в 1,5 раза, сократить энергетические затраты на 15÷20% за счет ускорения выхода более чем в 2 раза на промышленную добычу высоковязкой нефти.