Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ С ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТЬЮ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено разработки залежей, содержащих нефть с высокой вязкостью.

Сверхвязкие нефти в условиях истощения традиционных энергетических ресурсов приобретают все большее значение в мировой экономике. Особое значение они имеют и в России, где месторождения легкой нефти выработаны более чем наполовину, и одновременно - действующие и потенциальные переработчики в большинстве случаев не имеют прямого доступа к ресурсам. Тем временем, по данным экспертов, мировые запасы сверхвязких нефтей составляют более 810 млрд тонн. Геологические запасы высоковязкой и тяжелой нефти в России достигают 6-7 млрд т (40-50 млрд баррелей), однако их применение и извлечение требует использования специальных дорогостоящих технологий. Немногие российские компании готовы вкладывать значительные средства в разработку месторождений и переработку сверхвязких нефтей, даже, несмотря на значительную государственную поддержку. В отличие от традиционной легкой нефти сверхвязкая нефть характеризуется высокими значениями вязкости и плотности, повышенным содержанием смол, асфальтенов, что существенно усложняет ее промысловый сбор, подготовку и транспортировку. Основные проблемы нефтяной и газодобывающей отраслей России заключаются в экстенсивном способе выработки и добычи углеводородов: из множества месторождений выбираются самые крупные с нефтью, обладающей лучшими свойствами. Месторождения, что залегают на больших глубинах, а также месторождения сверхвязких нефтей - разрабатываются в последнюю очередь. В связи с изложенным разработка новых технологий добычи высоковязких и сверхвязких нефтей является приоритетным направлением развития всей нефтяной отрасли [https://interactive-plus.ru/ru/article/18703/discussion_platform].

Известен способ термогазлифтной откачки высоковязкой нефти из скважин [а.с. СССР, 1613589], включающий спуск в обсадную колонну лифтовой колонны, подачу в нее и в затрубное пространство парогаза, сброс части парогаза из затрубного пространства на устье.

Известный способ позволяет поднимать высоковязкую нефть из скважины, но требует больших энергозатрат, связанных с нагревом горных пород за обсадной колонной и сбросом парогаза.

Известен способ добычи высоковязкой нефти [патент РФ №2206728], по которому в обсадную колонну скважины спускают две колонны насосно-компрессорных труб, причем первую до начала, а вторую через первую до конца интервала перфорации, и подают по ней теплоноситель, а в пространство между обсадной и первой колоннами насосно-компрессорных труб подают газ. Продукцию поднимают по пространству между колоннами насосно-компрессорных труб. После обеспечения заданной приемистости подъем продукции прекращают. Закачку теплоносителя продолжают до расчетной величины. При этом подачу газа продолжают, заполняют им пространство между колоннами насосно-компрессорных труб и поддерживают в таком состоянии. Затем скважину останавливают на термокапиллярную пропитку до начала интенсивного снижения подвижности флюида в призабойной зоне. Сбрасывают давление в скважине. Отбирают поступающую в нее продукцию до уменьшения дебита, полученного на естественном режиме работы пласта. Цикл закачки теплоносителя и отбора продукции повторяют до создания с добывающей скважиной зоны с подвижным флюидом, после чего скважину переводят в нагнетательную, а отбор продукции осуществляют через добывающую скважину. Отбор продукции из скважины производят свабированием или подачей газа в межтрубные пространства. Добывающую скважину до создания зоны с подвижным флюидом эксплуатируют аналогичным способом, после чего переводят в добывающую.

Известный способ позволяет отобрать нефть из залежи на относительно небольшом расстоянии от скважины. При этом верхняя часть залежи остается практически не охваченной воздействием. Способ сложен, требует применения нескольких рабочих агентов, включая газ. Применение газа как наиболее легкого и подвижного рабочего агента создает предпосылки для создания в продуктивном пласте каналов (языков) прохождения рабочего агента и разогретой нефти, образования застойных невырабатываемых зон, что снижает нефтеотдачу залежи.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти [патент РФ №2274742], включающий спуск в скважину двух колонн насосно-компрессорных труб на разные глубины в интервал продуктивного пласта, закачку рабочего агента по первой колонне насосно-компрессорных труб и отбор продукции по второй колонне насосно-компрессорных труб. Интервал продуктивного пласта перфорируют в верхней и нижней частях, в скважину спускают две параллельные колонны насосно-компрессорных труб с одним пакером, конец первой колонны насосно-компрессорных труб размещают напротив верхней части продуктивного пласта, конец второй колонны насосно-компрессорных труб с пакером размещают напротив нижней части продуктивного пласта, пакер устанавливают в интервале между перфорацией верхней и нижней частей продуктивного пласта, в качестве рабочего агента используют оторочки пара и углеводородного растворителя, закачку рабочего агента и отбор продукции производят циклически: закачивают рабочий агент по первой колонне насосно-компрессорных труб в верхнюю часть продуктивного пласта при закрытой второй колонне насосно-компрессорных труб и отсутствии отбора продукции, отбирают продукцию по второй колонне насосно-компрессорных труб из нижней части продуктивного пласта при закрытой первой колонне насосно-компрессорных труб и отсутствии закачки рабочего агента, циклы закачки и отбора повторяют.

Недостатками такого способа являются невозможность определения направления теплоэнергии, а также неполная выработка пластовой продукции, так как направление разогрева не регулируется наличием зоны пониженного пластового давления, и, как следствие, лишние затраты тепловой энергии, при этом закачка рабочего агента проводится по отдельным колоннам труб, исключая прогрев поднимаемой продукции пласта во время закачки.

Наиболее близким техническим решением, выбранным за прототип, является способ добычи вязкой нефти из нефтяных пластов, включающий образование пути для потока флюида между нагнетательной и добывающей скважинами в нижней части продуктивного пласта, нагрев нагнетанием теплоносителя указанного пути и прилегающей к нему зоны продуктивного пласта, нагнетание теплоносителя в продуктивную зону пласта выше этого пути и вытеснение по нему нефти к добывающей скважине [патент США 4874043].

Известный способ позволяет добывать из продуктивного пласта вязкую нефть, однако он имеет высокую энергоемкость, связанную с нагревом горных пород, расположенных ниже продуктивного пласта.

Задача предлагаемого изобретения состоит в повышении эффективности разработки залежей, содержащих нефть с высокой вязкостью.

Технический результат предлагаемого изобретения заключается в разработке эффективного способа одновременной добычи термальных вод, обладающих высокой температурой, закачки их в пласт с высоковязкой нефтью через нагнетательные скважины и добычи разогретой нефти через добывающие скважины.

Поставленная задача и технический результат достигается тем, что способ разработки залежи с высоковязкой нефтью включает проектирование сетки эксплуатационных скважин с наклонно-направленными стволами по залежи, содержащей высоковязкую нефть, разбуривание залежи добывающими и нагнетательными скважинами по утвержденной технологической схеме, проведение комплекса работ по спуску эксплуатационных колон в скважины и их цементирование, проведение перфорационных работ (причем в нагнетательных скважинах перфорацию необходимо проводить в интервалах с термальными водами, а также в пласте с высоковязкой нефтью; а в добывающих скважинах - только в пласте с высоковязкой нефтью); проведение гидравлического разрыва пласта в интервале пласта с высоковязкой нефтью как в нагнетательных, так и в добывающих скважинах с закачкой расклинивающего материала в создаваемые технологические трещины; спуск в нагнетательные скважины оборудования, состоящего из колонны насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом, указателем повреждения кабелей с глубинными датчиками для замера давления и температуры на приеме и выкиде ЭЦН, сбивным клапаном ЭЦН, посадочным ниппелем для установки пробок-заглушек, пакером механического действия, циркуляционным клапаном, пакером упорным с гидравлическим якорем, посадочным ниппелем для скважинного штуцера, комплектом скважинных камер с клапанами для закачки воды, пакером упорным, обратным клапаном, разъединителем колонны НКТ и температурным компенсатором; в добывающие скважины производят спуск колонны насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом, указателем повреждения кабелей с глубинными датчиками для замера давления и температуры на приеме и выкиде ЭЦН, сбивным клапаном ЭЦН и пакером механического действия. После этого производят запуск нагнетательных скважин в одновременную добычу термальных вод и закачку их в пласт с высоковязкой нефтью, а добывающие скважины запускают в добычу нефти.

Новизна изобретения заключается в применении нового способа воздействия на пласт с высоковязкой нефтью, позволяющего использовать тепловые свойства термальных вод, расположенных ниже по геологическому разрезу пласта с высоковязкой нефтью и закачивать их в продуктивных горизонт без подъема на земную поверхность с целью прогрева горной породы и снижения вязкости нефти, что существенно позволит облегчить добычу нефти добывающими скважинами, а также исключить применение оборудования для закачки химических реагентов (пар, газ, нагнетая вода, ПАВ и др.), устанавливаемого на земной поверхности.

Способ реализуется следующим образом (фиг. 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8).

Первоначально на залежи 1 с высоковязкой нефтью проектируют сетку эксплуатационных скважин (добывающих скважин 2 и нагнетательных скважин 3) с наклонно-направленными стволами (например, по семиточечной системе) (фиг. 1).

После этого по утвержденной технологической схеме производят разбуривание залежи 1 добывающими скважинами 2 и нагнетательными скважинами 3.

В конструкции нагнетательных скважин 3 необходимо предусмотреть: направление 4, кондуктор 5, промежуточную колонну 6 и эксплуатационную колонну 7. Спуск и цементирование обсадных колонн необходимо производить согласно требованиям «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности».

Глубину и последующий спуск эксплуатационной колонны 7 нагнетательной скважины 3 необходимо предусмотреть таким образом, чтобы забой ее был закончен в горизонте с термальными водами 8, расположенных по геологическому разрезу ниже пласта с высоковязкой нефтью 9 (фиг. 2).

После проведения комплекса работ, связанным со спуском и цементированием обсадных колонн, нагнетательную скважину 3 перфорируют в интервалах с термальными водами 8, а также в пласте с высоковязкой нефтью 9 (фиг. 3).

Затем в интервале пласта с высоковязкой нефтью 9 проводят комплекс работ по гидравлическому разрыву пласта с закачкой расклинивающего материала (например, проппанта) в создаваемые технологические трещины 10 (фиг. 4). Проведение гидравлического разрыва пласта в нагнетательной скважине 3 необходимо для увеличения приемистости скважины в интервале пласта 9.

После этого в нагнетательную скважину 3 спускают колонну насосно-компрессорных труб 11, на которой спущены (снизу-вверх) электроцентробежный насос 12 с кабелем, указатель повреждения кабелей с глубинными датчиками для замера давления и температуры на приеме и выкиде ЭЦН 13, сбивной клапан ЭЦН 14, посадочный ниппель 15 для установки пробок-заглушек, пакер механического действия 16, циркуляционный клапан 17, пакер упорный 18 с гидравлическим якорем, посадочный ниппель для скважинного штуцера 19, комплект скважинных камер с клапанами для закачки воды 20, пакер упорный 21, обратный клапан 22, разъединитель колонны НКТ 23, и температурный компенсатор 24 (фиг. 5).

Расстояние между пакерами 18 и 21 необходимо соблюсти таким образом, чтобы пакер 21 был расположен в скважине у кровли пласта с высоковязкой нефтью, а пакер 18 у подошвы пласта с высоковязкой нефтью. Пакер 16 необходимо установить у кровли горизонта с термальными водами ниже по геологическому разрезу пласта с высоковязкой нефтью.

В конструкции добывающих скважин 2 необходимо предусмотреть: направление 25, кондуктор 26 и эксплуатационную колонну 27. Спуск и цементирование обсадных колонн необходимо производить согласно требованиям «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности».

Глубину и последующий спуск эксплуатационной колонны 27 добывающей скважины 2 необходимо предусмотреть таким образом, чтобы забой ее был закончен на глубине 50-100 м ниже подошвы пласта 9 с высоковязкой нефтью (т.е. предусмотреть зумпф). После проведения комплекса работ, связанным со спуском и цементированием обсадных колонн, добывающую скважину 2 перфорируют в пласте с высоковязкой нефтью 9 (фиг. 6).

Затем в добывающие скважины 2 в интервале пласта с высоковязкой нефтью 9 проводят комплекс работ по гидравлическому разрыву пласта с закачкой расклинивающего материала с создаваемые технологические трещины 28 (фиг. 7).

После этого в добывающую скважину 2 спускают колонну насосно-компрессорных труб 29, на которой спущены (снизу-вверх) электроцентробежный насос 30 с кабелем, указатель повреждения кабелей с глубинными датчиками для замера давления и температуры на приеме и выкиде ЭЦН 31, сбивной клапан ЭЦН 32 и пакер механического действия 33 (фиг. 8).

Нагнетательную скважину 3 запускают в работу следующим образом.

После спуска колонны НКТ 11 с внутрискважинным оборудованием, производят распакеровку пакера механического действия 16, затем пакеров упорных 18 и 21. Колонну НКТ 11 подвешивают в трубной головке фонтанной арматуры (не показано), размещенной на колонной головке. На трубной головке размещают фонтанную елку фонтанной арматуры (не показано).

Далее с применением канатно-кабельной техники на проволоке в сочетании с замком, грузовой штангой, механическим яссом и соединителем спускают пробку-заглушку до посадочного ниппеля 15, устанавливают пробку-заглушку и поднимают проволоку с замком, штангой и соединителем. После этого активируют циркуляционный клапан 17 и затрубное пространство заполняют межпакерной жидкостью определенной плотности, которая будет закачиваться между пакерами 16 и 18. После закачки необходимого объема межпакерной жидкости циркуляционный клапан 17 закрывают. Затем с применением канатно-кабельной техники извлекают пробку-заглушку из посадочного ниппеля 15. Кабель ЭЦН 5 подключают к станции управления и скважину вводят в эксплуатацию.

В связи с тем, что в комплект внутрискважинного оборудования на колонне НКТ 11 предусмотрен обратный клапан 22, добываемые термальные воды горизонта 8 не поднимаются на земную поверхность, а прокачиваются в пласт с высоковязкой нефтью через скважинные камеры с клапанами 20, что позволяет прогревать горную породу, снижать вязкость нефти и существенно облегчить движение последней к забоям добывающих скважин 2.

Добывающую скважину 2 после установки пакера 33 вводят в эксплуатацию путем освоения и запуска в работу электроцентробежного насоса 31.

Предлагаемый способ разработки залежи с высоковязкой нефтью предполагает использовать тепловые свойства термальных вод, расположенных ниже по геологическому разрезу пласта с высоковязкой нефтью и закачивать их в продуктивный горизонт без подъема на земную поверхность с целью прогрева горной породы и снижения вязкости нефти, что существенно позволит облегчить добычу нефти добывающими скважинами, а также исключить применение оборудования для закачки химических реагентов (пар, газ, нагнетая вода, ПАВ и др.), устанавливаемого на земной поверхности.

ОПИСАНИЕ К РИСУНКАМ

1 - залежь с высоковязкой нефтью

2 - добывающие скважины

3 - нагнетательные скважины

4 - направление (нагнетательная скважина)

5 - кондуктор (нагнетательная скважина)

6 - промежуточная колонна (нагнетательная скважина)

7 - эксплуатационная колонна (нагнетательная скважина)

8 - горизонт (пласт) с термальными водами

9 - пласт с высоковязкой нефтью

10 - технологические трещины ГРП (нагнетательная скважина)

11 - насосно-компрессорные трубы (нагнетательная скважина)

12 - электроцентробежный насос (нагнетательная скважина)

13 - указатель повреждения кабелей с глубинными датчиками для замера давления и температуры на приеме и выкиде ЭЦН (нагнетательная скважина)

14 - сбивной клапан ЭЦН (нагнетательная скважина)

15 - посадочный ниппель для установки пробок-заглушек (нагнетательная скважина)

16 - пакер механического действия (нагнетательная скважина)

17 - циркуляционный клапан (нагнетательная скважина)

18 - пакер упорный с гидравлическим якорем (нагнетательная скважина)

19 - посадочный ниппель для скважинного штуцера (нагнетательная скважина)

20 - скважинные камеры с клапанами для закачки (нагнетательная скважина)

21 - пакер упорный (нагнетательная скважина)

22 - обратный клапан (нагнетательная скважина)

23 - разъединитель колонны

24 - температурный компенсатор

25 - направление (добывающая скважина)

26 - кондуктор (добывающая скважина)

27 - эксплуатационная колонна (добывающая скважина)

28 - технологические трещины ГРП (добывающая скважина)

29 - насосно-компрессорные трубы (добывающая скважина)

30 - электроцентробежный насос (добывающая скважина)

31 - указатель повреждения кабелей с глубинными датчиками для замера давления и температуры на приеме и выкиде ЭЦН (добывающая скважина)

32 - сбивной клапан ЭЦН (добывающая скважина)

33 - пакер механического действия (добывающая скважина)