Способ разработки трещиноватой залежи высоковязкой нефти

Способ разработки трещиноватой залежи высоковязкой нефти

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений, в частности, к способам теплового воздействия на трещиноватую залежь, содержащую высоковязкую нефть.

Известен способ разработки трещиноватого нефтяного пласта (патент РФ №2145664 от 24.03.1998 г., Е21В 43/24), согласно которому осуществляют проходку горной выработки ниже нефтяного пласта, бурение из нее пологовосстающих нагнетательных и добывающих скважин по нефтяному пласту и чередование циклов закачки пара в нагнетательные скважины с отбором нефти из добывающих скважин.

Недостатком этого способа является то, что в период отбора нефти из добывающих скважин в нагнетательные скважины не закачивается пар, что приводит к снижению темпов отбора нефти из пласта.

Известен также способ разработки трещиноватого нефтяного пласта (патент РФ №2199004 от 19.01.2001 г., Е21В 43/24), принятый авторами за прототип, согласно которому осуществляют проходку горной выработки ниже нефтяного пласта, бурят из нее пологовосстающие нагнетательные и добывающие скважины, после чего в нагнетательные скважины, оборудованные колонной насосно-компрессорных труб, закачивают пар, а нефть отбирают из добывающих скважин.

Недостатком этого способа являются преждевременные прорывы пара по трещинам в добывающие скважины и горные выработки, что приводит к ограничению темпов закачки пара и снижению добычи нефти.

Задачей настоящего изобретения является увеличение нефтеотдачи пласта за счет предотвращения прорывов пара в добывающие скважины и горные выработки путем заполнения трещин высоковязким нетвердеющим раствором и охвата тепловым воздействием непрогретых зон пласта.

Поставленная задача достигается тем, что для разработки трещиноватой залежи высоковязкой нефти осуществляют проходку горной выработки в нижней части или ниже нефтяного пласта, бурение из нее пологовосстающих нагнетательных и добывающих скважин, закачку пара в нагнетательные скважины, оборудованные насосно-компрессорными трубами и отбор нефти из добывающих скважин.

Существенными отличительными признаками заявленного изобретения являются:

- осуществляют закачку высоковязкого нетвердеющего раствора в затрубное пространство нагнетательных скважин перед закачкой пара в пласт;

- осуществляют периодическую закачку пара в нагнетательные скважины;

- прекращают закачку пара в нагнетательные скважины, являющиеся источником прорыва пара, после прорыва пара в часть добывающих скважин;

- возобновляют закачку пара в пласт через нагнетательные скважины после снижения температуры в добывающих скважинах;

- переводят добывающие скважины, не реагирующие и (или) слабореагирующие на закачку пара, в скважины для одновременной закачки пара и отбора нефти;

- прекращают отбор нефти из скважин для одновременной закачки пара и отбора нефти после прорыва пара в их затрубное пространство;

- оборудуют нагнетательные скважины насосно-компрессорными трубами длиной 0,6-0,8 длины скважины, а в затрубное пространство скважин закачивают высоковязкий нетвердеющий раствор до тех пор, пока его уровень не установится на расстоянии 50-100 м от устья скважины;

- возобновляют закачку пара в нагнетательные скважины при снижении температуры в добывающих скважинах до 50-70°С;

- подкачивают высоковязкий нетвердеющий раствор в затрубное пространство нагнетательных скважин при снижении его уровня ниже первоначального перед возобновлением закачки пара в пласт;

- перекрывают пакером затрубное пространство скважин для одновременной закачки пара и отбора нефти, спущенным на насосно-компрессорных трубах, при этом надпакерное затрубное пространство заполняют высоковязким нетвердеющим раствором, закачку пара в пласт осуществляют через насосно-компрессорные трубы, а отбор нефти осуществляют через подпакерное затрубное пространство;

- после снижения дебитов реагирующих добывающих скважин ниже рентабельного уровня нагнетательные скважины, являющиеся источником прорыва пара, переводят в добывающие;

- в качестве высоковязкого нетвердеющего раствора используют, например, глинистый раствор с добавками асбестового и (или) базальтового порошка.

Указанная совокупность существенных признаков позволяет увеличить нефтеотдачу пласта за счет предотвращения прорывов пара в добывающие скважины и горные выработки благодаря заполнению затрубных пространств нагнетательных скважин высоковязким нетвердеющим раствором, который изолирует трещины в приустьевой зоне скважин и, таким образом, предотвращает преждевременные прорывы пара по трещинам в добывающие скважины и горные выработки. Дополнительная подкачка высоковязкого нетвердеющего раствора в затрубное пространство нагнетательных скважин при снижении его уровня ниже первоначального перед возобновлением закачки пара в пласт позволяет на любой стадии разработки увеличивать радиус заполнения трещин высоковязким раствором и продолжать сохранять за счет этого высокие темпы закачки пара и отбора нефти. Предлагаемые циклы закачки пара и постоянный контроль за состоянием добывающих и нагнетательных скважин, перевод добывающих скважин, не реагирующих и (или) слабореагирующих на закачку пара, в скважины для одновременной закачки пара и отбора нефти с последующим прекращением из этих скважин отбора нефти после прорыва пара в их затрубное пространство, способствует вовлечению в процесс прогрева неохваченных разработкой зон пласта и, как результат, также способствует увеличению нефтеотдачи пласта.

Заявленные отличительные признаки изобретения являются неочевидными для среднего специалиста в нашей области. В связи с этим мы считаем, что заявленное изобретение имеет изобретательский уровень. Заявленная совокупность существенных признаков не известна нам из уровня техники, поэтому заявленное изобретение является новым. Изобретение промышленно применимо, так как имеющееся отечественное оборудование и технология, разработанная нами, позволяют использовать способ в полном объеме.

На фиг.1 изображен разрабатываемый участок залежи в разрезе.

На фиг.2 изображен разрабатываемый участок залежи в плане.

На фиг.3 изображена схема оборудования нагнетательных скважин.

На фиг.4 изображена схема оборудования скважин для одновременной закачки пара и отбора нефти.

Для осуществления способа (см. фиг.1, 2) проходят наклонную горную выработку 1 через нефтяной пласт 2. Под нефтяным пластом 2 (или в подошве пласта) сооружают добычную галерею 3. Из добычной галереи 3 по нефтяному пласту бурят пологовосстающие нагнетательные скважины 4 и добывающие скважины 5. Добывающие скважины 5 подсоединяют к нефтесборному коллектору, проложенному в добычной галерее 3. По нефтесборному коллектору нефть поступает в нефтесборную емкость, из которой она откачивается на поверхность (на схеме не показано). С поверхности земли бурят пароподающую скважину 6 в добычную галерею 3 (на схеме не показано). Устье пароподающей скважины 6 соединяют паропроводом с парогенератором 7, а забой - с паровым коллектором, проложенным в добычной галерее 3 (на схеме не показано).

Устье нагнетательной скважины 4 (см. фиг.3) обсаживают обсадной колонной 8 на глубину 40-50 м и цементируют ее. Затем скважину оборудуют колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) 9 длиной, равной 0,6-0,8 длины скважины. В затрубное пространство каждой нагнетательной скважины закачивают высоковязкий нетвердеющий раствор 10, например, глинистый раствор с добавками асбестового и (или) базальтового порошка. Закачку раствора ведут до тех пор, пока его уровень не установится на расстоянии, равном 50-100 м от устья скважины в зависимости от степени трещиноватости пласта. Положение уровня раствора в скважине контролируется с помощью манометра 11, установленного на затрубном пространстве скважины. Закачиваемый в затрубное пространство скважин высоковязкий нетвердеющий раствор заполняет трещины в приустьевой зоне нагнетательных скважин (выше обсадной колонны 8), препятствуя преждевременным прорывам пара в добывающие скважины и в горные выработки по трещинам.

В сильно нарушенных пластах колонну насосно-компрессорных труб 9 помещают на всю длину нагнетательной скважины 4 и высоковязкий нетвердеющий раствор закачивают в затрубное пространство до тех пор, пока его уровень не установится на расстоянии 10-20 м от забоя скважины.

Устья всех добывающих скважин обсаживают только обсадной колонной 8 на глубину 40-50 м и цементируют ее, как устья нагнетательных скважин, а ствол скважины оставляют открытым (на схеме не показано).

На фиг.4 показана схема оборудования скважин для одновременной закачки пара и отбора нефти. Устье скважин оборудуют обсадной колонной 8 и цементируют ее, затем в скважины спускают насосно-компрессорные трубы 9 с пакером 12, который располагают выше башмака обсадной колонны 8, и перекрывают пакером 12 затрубное пространство, при этом надпакерное затрубное пространство заполняют высоковязким нетвердеющим раствором 10 (количество раствора определяют расчетным путем). Закачку пара в пласт осуществляют через насосно-компрессорные трубы, а отбор нефти осуществляют через подпакерное затрубное пространство 13.

После заполнения высоковязким нетвердеющим раствором затрубных пространств нагнетательных скважин 4, последние подключают к пароподающей скважине 6 и начинают периодическую закачку в них пара. Одновременно отбирают нефть из всех добывающих скважин.

После прорыва пара в часть добывающих скважин прекращают закачку пара в нагнетательные скважины, являющиеся источником прорыва пара, а после снижения температуры в добывающих скважинах до 50-70°С закачку пара возобновляют. Перед возобновлением закачки пара в пласт, в затрубное пространство нагнетательных скважин подкачивают высоковязкий нетвердеющий раствор при снижении его уровня ниже первоначального, то есть восстанавливают первоначальный уровень раствора в затрубном пространстве. Добывающие скважины, не реагирующие и (или) слабореагирующие на закачку пара, то есть сохраняющие температуру, близкую к начальной пластовой, переводят в скважины для одновременной закачки пара и отбора нефти. После прорыва пара в затрубное пространство этих скважин отбор из них нефти прекращают и используют скважины только для нагнетания пара в пласт.

После снижения дебитов реагирующих добывающих скважин ниже рентабельного уровня нагнетательные скважины, являющиеся источником прорыва пара, переводят в добывающие.

Закачку пара и добычу нефти ведут до экономически выгодного предела.

Пример. Заявленный способ может быть реализован на Ярегском месторождении высоковязкой нефти. Продуктивный пласт залегает на глубине около 200 м и содержит нефть вязкостью около 15 тыс.μПа·с в пласте толщиной около 20 м. При первичной разработке шахтным способом на естественном режиме пласт был вскрыт системой горных выработок (шахтных стволов, штреков и т.д.), пройденных выше нефтяного пласта. Для реализации способа в условиях Ярегского месторождения из существующих штреков проходят наклонную выработку 1 в подошву нефтяного пласта (фиг.1). В нижней части нефтяного пласта сооружают добычную галерею 3. Из добычной галереи 3 равномерно по нефтяному пласту бурят 40 пологовосходящих скважин длиной до 300 м, обсаживают их обсадными колоннами диаметром 114 мм на глубину 50 м и цементируют.Добывающие скважины 5 соединяют с нефтесборным коллектором, который прокладывают до нефтесборной емкости, расположенной в добычной галерее, откуда вся добываемая нефть откачивается с помощью насосов на поверхность. С поверхности земли бурят пароподающую скважину 6 в добычную галерею 3. Устье пароподающей скважины 6 соединяют паропроводом с парогенератором 7, а забой - с паровым коллектором, проложенным в добычной галерее 3. Подземные нагнетательные скважины оборудуют колоннами насосно-компрессорных труб диаметром 60 мм, длиной, равной 0,6-0,8 длины скважины.

В специальной емкости подготавливают высоковязкий нетвердеющий раствор, смешивая густой глинистый раствор, например, с асбестовым порошком, и затем насосом закачивают в затрубное пространство нагнетательных скважин до тех пор, пока уровень раствора не установится на расстоянии 70 м от устья скважины. Положение уровня раствора в скважине контролируется с помощью манометра, установленного на затрубном пространстве скважины.

В сильно нарушенных пластах колонну насосно-компрессорных труб 9 помещают на всю длину нагнетательной скважины 4 и высоковязкий нетвердеющий раствор закачивают в затрубное пространство до тех пор, пока его уровень не установится на расстоянии 10-20 м от забоя скважины.

После заполнения затрубных пространств нагнетательных скважин высоковязким нетвердеющим раствором, эти скважины подключают к пароподающей скважине и начинают периодическую закачку в них пара. Одновременно отбирают нефть из всех добывающих скважин.

После прорыва пара в часть добывающих скважин прекращают закачку пара в нагнетательные скважины, являющиеся источником прорыва пара, а после снижения температуры в добывающих скважинах до 50-70°С закачку пара возобновляют. Перед возобновлением закачки пара в пласт, в затрубное пространство нагнетательных скважин подкачивают высоковязкий нетвердеющий раствор при его снижении ниже первоначального уровня. Добывающие скважины, не реагирующие и (или) слабореагирующие на закачку пара, то есть сохраняющие температуру, близкую к начальной пластовой, равной 10-15°С, переводят в скважины для одновременной закачки пара и отбора нефти.

Для переоборудования добывающих скважин в скважины для одновременной закачки пара и отбора нефти в них спускают насосно-компрессорные трубы 9 с пакером 12, который располагают на 20-40 м выше башмака обсадной колонны 8, и перекрывают пакером 12 затрубное пространство, при этом надпакерное затрубное пространство заполняют расчетным количеством высоковязкого нетвердеющего раствора 10, закачку пара осуществляют через насосно-компрессорные трубы, а отбор нефти осуществляют через подпакерное затрубное пространство 13.

После прорыва пара в затрубное пространство этих скважин отбор из них нефти прекращают и используют скважины только для нагнетания пара в пласт.

После снижения дебитов реагирующих добывающих скважин ниже рентабельного уровня (0,3-0,5 т/сут) нагнетательные скважины, являющиеся источником прорыва пара, переводят в добывающие.

Закачку пара и добычу нефти ведут до экономически выгодного предела.

1. Способ разработки трещиноватой залежи высоковязкой нефти, включающий проходку горной выработки в нижней части или ниже нефтяного пласта, бурение из нее пологовосстающих нагнетательных и добывающих скважин, закачку пара в нагнетательные скважины, оборудованные насосно-компрессорными трубами, отбор нефти из добывающих скважин, отличающийся тем, что перед закачкой пара в пласт в затрубное пространство нагнетательных скважин закачивают высоковязкий нетвердеющий раствор и осуществляют периодическую закачку пара в нагнетательные скважины, причем после прорыва пара в часть добывающих скважин прекращают закачку пара в нагнетательные скважины, являющиеся источником прорыва пара, а после снижения температуры в добывающих скважинах закачку пара возобновляют, при этом добывающие скважины, не реагирующие и/или слабореагирующие на закачку пара, переводят в скважины для одновременной закачки пара и отбора нефти, а после прорыва пара в затрубное пространство этих скважин прекращают из них отбор нефти.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что нагнетательные скважины оборудуют насосно-компрессорными трубами длиной 0,6-0,8 длины скважины, а в затрубное пространство скважин закачивают высоковязкий нетвердеющий раствор до тех пор, пока его уровень не установится на расстоянии 50-100 м от устья скважины.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что закачку пара в нагнетательные скважины возобновляют при снижении температуры в добывающих скважинах до 50-70°С.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что перед возобновлением закачки пара в пласт в затрубное пространство нагнетательных скважин подкачивают высоковязкий нетвердеющий раствор при снижении его уровня ниже первоначального.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что в скважинах для одновременной закачки пара и отбора нефти затрубное пространство перекрывают пакером, спущенным на насосно-компрессорных трубах, при этом надпакерное затрубное пространство заполняют высоковязким нетвердеющим раствором, а отбор нефти осуществляют через подпакерное затрубное пространство.

6. Способ по п.1, отличающийся тем, что после снижения дебитов реагирующих добывающих скважин ниже рентабельного уровня нагнетательные скважины, являющиеся источником прорыва пара, переводят в добывающие.

7. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве высоковязкого нетвердеющего раствора используют, например, глинистый раствор с добавками асбестового и/или базальтового порошка.