Способ разработки залежи высоковязкой нефти

Способ разработки залежи высоковязкой нефти

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки высоковязкой нефти при тепловом воздействии на пласт.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти путем закачки в пласт через добывающую скважину пара, остановку скважины и последующий пуск скважины в эксплуатацию с целью добычи разогретой нефти, причем продолжительность периода пропитки определяется по моменту существенного снижения скорости падения пластового давления [Патент США №3434544, МПК Е21 В 43/24; опубл. 25.03.1969 г.].

Недостатком данного способа является невысокая эффективность добычи нефти, обусловленная невысокой эффективностью использования введенного в пласт тепла, длительным простоем скважины в период пропитки.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти путем закачки в пласт через добывающую скважину пара, остановку скважины и последующий пуск скважины в эксплуатацию с целью добычи разогретой нефти, причем вместе с паром в скважину закачивают растворитель. [Патент США №2002/0144818, МПК Е21 В 43/24; опубл. 10.10.2002 г.].

Недостатком данного способа также является невысокая эффективность добычи нефти, обусловленная невысокой эффективностью использования введенного в пласт тепла, длительным простоем скважины в период пропитки.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти путем закачки в пласт через добывающую скважину пара, последующую закачку охлаждающей жидкости в пласт и последующую закачку гелеобразующей системы с целью блокирования высокопроницаемых зон [Способ разработки нефтяного месторождения. Патент РФ №2065031, МПК Е21 В 43/22, опубл. 10.08.1996 г.].

Способ направлен на такое охлаждение призабойной зоны, которое обеспечивает эффективное гелеобразование в пласте. Однако такая технология не приводит к повышению эффективности использования введенного в пласт тепла и не обеспечивает гарантированные условия работы скважинных насосов.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки залежи высоковязкой нефти путем закачки в пласт через добывающую скважину теплоносителя, остановку скважины на пропитку и последующий отбор через нее нефти [Антониади Д.Г. Пароциклические обработки призабойных зон в нефтяных скважинах. - Краснодар. Совет. Кубань, 2005, стр.30-31].

Недостатками способа являются значительная энергоемкость, невысокая эффективность использования тепла, большая продолжительность периода пропитки и общей продолжительности обработки, а также высокие температуры добываемой жидкости, которые могут привести к выводу из строя установленных в скважине насосов.

В изобретении решается задача устранения указанных недостатков, а именно, повышение эффективности разработки залежи высоковязкой нефти за счет более рационального использования введенного в пласт тепла, снижения периода пропитки и общей продолжительности обработки, увеличения добычи нефти за счет сокращения времени простоя скважины, расширения и повышения надежности арсенала технологических средств добычи нефти, достигаемых за счет снижения температуры добываемой жидкости. Так, применение данного способа позволяет использовать более дешевые насосы, рабочая температура которых существенно ниже температуры закачиваемого пара, достигающей 330-340°С. Могут быть использованы насосы с рабочей температурой 100-170°С.

Задача решается тем, что в способе разработки залежи высоковязкой нефти путем закачки в пласт через добывающую скважину теплоносителя и последующий отбор через нее нефти, отличающийся тем, что после закачки теплоносителя в скважину закачивают охлаждающую жидкость, количество которой определяют по эмпирическому соотношению:

0,5*[Q_T*(0,1163*ln(h)+0,1333]≤Q_{жидкость}≤1,5*[Q_T*(0,1163*ln(h)+0,1333],

где Q_{жидкость} - количество закачанной охлаждающей жидкости, тонн;

Q_T - количество закачанного с теплоносителем тепла в пласт, ГДж;

h - эффективная толщина пласта, м.

В качестве охлаждающей жидкости или, по крайней мере, части ее используют воду, ненагретую воду, щелочной или кислотный раствор, нефть, газ.

Признаками способа является следующее.

1) Разработка залежи высоковязкой нефти путем закачки в пласт через добывающую скважину теплоносителя.

2) Последующий отбор через добывающую скважину нефти.

3) После закачки теплоносителя в скважину закачивают охлаждающую жидкость в количестве от 0,1 до 2,0 тонн на 1 ГДж тепла закачанного с теплоносителем.

4) Верхнюю и нижнюю границы наиболее эффективного диапазона количества закачки охлаждающей жидкости определяют по эмпирическому соотношению:

- нижний предел наиболее эффективного количества закачки охлаждающей жидкости, тонн;

- верхний предел наиболее эффективного количества закачки охлаждающей жидкости, тонн;

Q_Т - количество закачанного с теплоносителем тепла в пласт, ГДж;

ln(h) - натуральный логарифм от эффективной толщины пласта, м.

5) В случае превышения расчетной температуры на забое скважины в период отбора нефти рабочей температуры используемого скважинного насоса при выбранном объеме закачки охлаждающей жидкости, расчетное количество закачки охлаждающей жидкости увеличивают до значения, при котором температура на забое скважины в период отбора нефти не превысит рабочую температуру насоса.

6) По окончании закачки охлаждающей жидкости в скважину закачивают нефть или углеводородную жидкость в объеме 1-20 м³ на 1 метр интервала перфорации, при этом количество закачки углеводородной жидкости входит в расчетное количество закачки охлаждающей жидкости.

7) По окончании закачки охлаждающей жидкости в скважину закачивают гелеобразующий агент в объеме 5-50 м³ на 1 метр интервала перфорации, при этом количество закачки гелеобразующего агента входит в расчетный объем закачки охлаждающей жидкости.

8) В качестве охлаждающей жидкости или, по крайней мере, части ее используют воду, ненагретую воду, щелочной или кислотный раствор, нефть, газ.

Сущность изобретения заключается в следующем.

Тепловые методы повышения нефтеотдачи пластов широко применяют при разработке нефтяных месторождений высоковязкой нефти и природных битумов. Самыми распространенными тепловыми методами воздействия на пласт являются паротепловые обработки скважин. Наибольшее распространение получила следующая технология паротепловых обработок скважин [Антониади Д.Г. Пароциклические обработки призабойных зон в нефтяных скважинах. - Краснодар. Совет. Кубань, 2005, стр.30-31], заключающаяся в том, что в пласт через скважину закачивают теплоноситель (водяной пар), объем которого в пересчете на конденсат (т.е. воду) обычно составляет 1000-3000 тонн, далее скважину останавливают на срок от нескольких до десятков суток - так называемый период пропитки - после чего пускают в эксплуатацию.

Нефтеотдача пласта и дебиты нефти при закачке в него пара возрастают за счет снижения вязкости нефти под воздействием тепла, ее термического расширения, дистилляции нефти паром, благоприятного изменения подвижностей и фазовых проницаемостей для нефти и воды. В период пропитки происходят также явления термокапиллярного массообмена, при которых вода впитывается в плотные части пород (матрицу), а нефть из матрицы поступает в трещины или высокопроницаемые каналы, прогретые теплоносителем и заполненные горячей водой.

При закачке пара температура добываемой после периода пропитки жидкости может достигать 320-330°С и более. Вместе с тем большинство современных скважинных насосов не способны работать при такой температуре. Поэтому еще одна задача периода пропитки - охладить пласт до температур, при которых используемый скважинный насос является работоспособным. В период пропитки происходят потери тепла из пласта в окружающие непродуктивные породы и снижается эффективность воздействия. Чем дольше период пропитки, тем выше теплопотери, тем ниже эффективность обработки. Чем дольше период пропитки, тем дольше общая продолжительность обработки, которая складывается из продолжительности периодов закачки, пропитки и добычи. Чем дольше продолжительность обработки, тем больше потери в добыче нефти из-за простоя скважины.

Исследования показали, что при закачке охлаждающих флюидов сразу же после окончания закачки необходимого объема пара можно, во-первых, существенно сократить общую продолжительность обработки и, во-вторых, повысить эффективность добычи и, кроме того, обеспечить возможность использования скважинных насосов, рассчитанных на относительно невысокие температуры (до 150-170°С).

При закачке в пласт охлаждающей жидкости тепло переносится вглубь пласта. Расчеты показали (см. фиг.1), что, регулируя объемы закачки охлаждающей жидкости, можно обеспечить добычу отбираемых из пласта флюидов с температурой, не превышающей рабочую температуру скважинных насосов. Промышленностью достаточно отработаны насосы с рабочей температурой до 150-170°С. Для ряда новых моделей насосов рабочая температура может достигать 200-210°С, однако они существенно дороже предыдущих.

Более того, расчеты показали, что в широком диапазоне рабочих температур, допустимых для современных насосов, объем дополнительной добычи нефти по предлагаемой технологии превышает таковой при использовании традиционной технологии паротепловой обработки скважин с остановкой на пропитку (см. фиг.2). Это обусловлено тем, что при предлагаемой технологии тепло, введенное в пласт, не отбирается сразу же после пуска скважины в эксплуатацию, как в способе по прототипу.

Отодвинутое вглубь пласта закачкой охлаждающих флюидов тепло используется более эффективно, что и приводит к росту дополнительной добычи нефти.

С целью повышения эффективности добычи способ предусматривает закачку после теплоносителя вместе с водой или вместо воды, растворов щелочи, кислотного раствора, нефти, газа.

Наиболее эффективным вариантом реализации способа является закачка охлаждающей воды, щелочного или кислотного растворов в ненагретом виде. При этом не тратится какая-либо энергия на нагрев перечисленных выше агентов, как предусмотрено в [Способ разработки нефтяного месторождения. Патент РФ №2065031, МПК Е21 В 43/22, опубл. 10.08.1996 г.].

Количество закачки охлаждающей жидкости, при котором предлагаемый способ остается эффективным, варьируют в широких пределах: от 0,1 до 2,0 тонн на 1 ГДж тепла закачанного с теплоносителем (см фиг.3). Однако, как показали расчеты (см. фиг.3), в широком диапазоне пластовых условий способ становится наиболее эффективным, если количество закачки охлаждающей жидкости находится в пределах от до , где

- нижний предел наиболее эффективного количества закачки охлаждающей жидкости, тонн;

- верхний предел наиболее эффективного количества закачки охлаждающей жидкости, тонн;

Q_T - количество закачанного с теплоносителем тепла в пласт, ГДж;

ln(h) - натуральный логарифм от эффективной толщины пласта, м.

В этом случае разброс в значениях дополнительной добычи нефти не будет превышать 10% от наивысшего значения дополнительной добычи нефти.

Указанный эффект хорошо иллюстрирует фиг.3 предложенного способа разработки залежи высоковязкой нефти, который с пояснениями приведен ниже. Возьмем для примера пласт с эффективной толщиной 10 м. Пересечение графика прироста добычи нефти с осью ординат показывает прирост добычи нефти от традиционной паротепловой обработки скважин (ПТОС), равный около 58%, когда закачка охлаждающей жидкости равна 0. При закачке охлаждающей жидкости, как видно из графика, по мере увеличения ее объема вначале прирост добычи нефти немного уменьшается, затем увеличивается и, начиная с некоторого значения (примерно 0,15 тонн/ГДж), становится больше, чем в случае традиционной паротепловой обработки. При дальнейшем увеличении объема закачки охлаждающей жидкости прирост добычи нефти монотонно возрастает, достигает точки максимума и затем снижается, достигая в точке 0,67 тонн/ГДж значения такового при традиционном ПТОС. Поэтому при закачке охлаждающей жидкости в объеме от 0.15 до 0.67 тонн/Гдж прирост добычи нефти превышает таковой при традиционном ПТОС.

В формуле изобретения предложено соотношение, по которому определяют количество охлаждающей жидкости, данная формула получена эмпирическим путем на основе обработки многовариантных расчетов. Можно убедиться, что рассчитанный по указанному соотношению объем закачки охлаждающей жидкости соответствует данным, приведенным на фиг.3 действительно, примем, например, что в пласт с эффективной толщиной 10 м закачали вместе с теплоносителем 1 Гдж тепла. Тогда по формуле изобретения количество охлаждающей жидкости определится по соотношению: 0,5*[Q_T*(0,1163*ln(h)+0,1333]≤Q_{жидкость}≤1,5*[Q_T*(0,1163*ln(h)+0,1333], или

0,2 тонн≤Q_{жидкость}≤0,6 тонн, или

0,2 (тонн/1 Гдж тепла≤Q_{жидкость}≤0,6 тонн (тонн/1 Гдж тепла).

Как видно из вышеуказанного, при этих объемах закачки охлаждающей жидкости прирост добычи нефти будет выше, чем в случае традиционной паротепловой обработки скважин.

При этом для обеспечения целостности скважины в процессе закачки охлаждающей жидкости ее температуру постепенно уменьшают от температуры теплоносителя до температуры охлаждающей жидкости на поверхности. Темп снижения температуры целесообразно принимать в размере 15-30°С/час, т.к. более резкое охлаждение может привести к нарушениям целостности труб.

Сущность изобретения поясняется чертежом, где:

на фиг.1 - показана зависимость максимальной температуры на забое скважины в цикле добычи паротепловой обработки скважин от удельной закачки охлаждающей жидкости;

на фиг.2 - показана зависимость прироста добычи нефти от максимальной температуры на забое скважины в цикле добычи нефти для традиционной паротепловой обработки скважин (ПТОС) и ПТОС с закачкой охлаждающей жидкости. Прирост добычи нефти определялся как отношение дополнительной добычи нефти к добыче нефти в базовом варианте - заводнении;

на фиг.3 - показана зависимость прироста добычи нефти от удельной закачки охлаждающей жидкости при ПТОС с закачкой охлаждающей жидкости. Прирост добычи нефти определялся как отношение дополнительной добычи нефти к добыче нефти в базовом варианте - заводнении.

Способ осуществляется следующим образом.

Разработку залежи высоковязкой нефти реализуют путем закачки в пласт через добывающую скважину теплоносителя, с последующей закачкой охлаждающей жидкости в определенном количестве, после чего из скважины осуществляют отбор нефти.

При этом для обеспечения целостности скважины в процессе закачки охлаждающей жидкости ее температуру постепенно уменьшают от температуры теплоносителя до температуры охлаждающей жидкости на поверхности. Темп снижения температуры целесообразно принимать в размере 15-30°С/час, т.к. более резкое охлаждение может привести к нарушениям целостности труб.

При этом количество охлаждающей жидкости может изменяться в пределах от 0,1 до 2,0 тонн на 1 ГДж тепла закачанного с теплоносителем, но наиболее эффективное количество охлаждающей жидкости должно находиться в диапазоне от до , где

- нижний предел наиболее эффективного количества закачки охлаждающей жидкости, тонн;

- верхний предел наиболее эффективного количества закачки охлаждающей жидкости, тонн;

Q_T - количество закачанного с теплоносителем тепла в пласт, ГДж;

ln(h) - натуральный логарифм от эффективной толщины пласта, м.

В случае превышения расчетной температуры на забое скважины в период отбора нефти рабочей температуры используемого скважинного насоса при выбранном объеме закачки охлаждающей жидкости, расчетное количество закачки охлаждающей жидкости увеличивают до значения, при котором температура на забое скважины в период отбора нефти не превысит рабочую температуру насоса.

По окончании закачки охлаждающей жидкости в скважину закачивают: нефть или углеводородную жидкость в объеме 1-20 м³ на 1 метр интервала перфорации или гелеобразующий агент в объеме 5-50 м³ на 1 метр интервала перфорации. При этом количество закачки углеводородной жидкости и гелеобразующего агента входит в расчетное количество закачки охлаждающей жидкости.

В качестве охлаждающей жидкости или, по крайней мере, части ее, используют воду, ненагретую воду, щелочной или кислотный раствор, нефть, газ.

Примеры реализации способа.

Для расчетов использовалась модель неизотермической трехфазной фильтрации. Пример 1. Радиальный элемент пласта радиусом 250 м, залегающий на глубине 1300 м, насыщен нефтью вязкости 565 мПа·с при пластовых условиях: температуре 20°С и давлении 10,5 МПа. Пласт сложен породами карбонатного типа и имеет сильно неоднородную структуру. Коэффициент вариации проницаемости по слоям пласта равен 103%. Суммарная эффективная толщина пласта 18 м, начальная нефтенасыщенность 0,75, средняя пористость - 26%, средняя песчанистость - 0,56. Обрабатываемая скважина расположена в центре элемента пласта.

С помощью математической модели выбрали следующие оптимальные параметры традиционной паротепловой обработки скважины (ПТОС). Температура и давление пара на устье скважины - 350,7°С и 17 МПа соответственно, сухость пара - 0,75. Количество закачанного пара составило 1800 тонн, а количество закачанной с паром энергии - 3940 ГДж.

Согласно результатам расчета, чтобы после обработки паром начать эксплуатацию скважины широко распространенными насосами с рабочей температурой не более 170°С, период пропитки скважины в традиционном ПТОС должен составлять 113 суток. Дополнительная добыча нефти в этом случае составит 2457 м, паронефтяное соотношение - 0,73 тонн пара/(м³ дополнительно добытой нефти), а общее время пароциклической обработки - 323 суток.

С целью улучшения технико-экономических показателей ПТОС согласно изобретению сразу после закачки пара в скважину закачали охлаждающую воду в рассчитанном количестве - 2084 тонн. Время закачки охлаждающей воды составило 9 суток, что в 12,6 раз меньше чем период пропитки в традиционном ПТОС. Сразу после закачки охлаждающей воды скважину пустили в эксплуатацию. В этом случае, как показали расчеты, максимальная температура на приеме насоса составила 160°С, что на 10°С меньше, чем при традиционном ПТОС. Добыча дополнительной нефти составила 5769 м³, что на 235% больше, чем при традиционном ПТОС. Паронефтяное отношение составило 0.31 тонн пара/(м³ дополнительно добытой нефти), а общее время пароциклической обработки - 206 суток, что в 1,6 раз меньше чем продолжительность традиционной ПТОС.

Пример 2. Элемент пласта имел такие характеристики, что и в примере 1. В качестве насоса был выбран УЭЦН с максимальной рабочей температурой 140°С. Закачку пара произвели в том же количестве, что и в примере 1. Рассчитанное количество охлаждающей воды как и в примере 1 - 2084 тонн. Расчеты показали, что максимальная температура добываемых флюидов на приеме насоса составляет 160°С, что на 20°С выше максимальной рабочей температуры насоса. Поэтому количество охлаждающей жидкости было увеличено до 2390 тонн. Время закачки охлаждающей воды составило 10,3 суток. После закачки охлаждающей воды скважину ввели в эксплуатацию. Расчеты показали, что в этом случае добыча дополнительной нефти составила 5711 м³, что на 1,0% меньше, чем в примере 1. Паронефтяное отношение составило 0,32 тонн пара/(м³ дополнительно добытой нефти), а общее время пароциклической обработки - 207 суток.

Пример 3. Элемент пласта имел такие характеристики, что и в примере 1. Закачку пара произвели в том же количестве, что и в примере 1. Суммарное количество охлаждающей жидкости было выбрано как в примере 1. После закачки охлаждающей воды в количестве 1894 тонн было закачано 190 тонн (200 м³) нефти. Суммарное количество охлаждающих жидкостей (воды и нефти), как и в примере 1, составило 2084 тонн. Время закачки охлаждающей воды составило 8 суток, нефти - 1 сутки. После закачки нефти скважину ввели в эксплуатацию. Расчеты показали, что в этом случае добыча дополнительной нефти (за вычетом 200 м³ нефти закачанной в пласт) составила 5921 м³, что на 2.6% больше, чем в примере 1. Паронефтяное отношение составило 0,30 тонн пара/(м³ дополнительно добытой нефти), а общее время пароциклической обработки - 207 суток.

Пример 4. Элемент пласта имел такие характеристики, что и в примере 1.

Закачку пара произвели в том же количестве, что и в примере 1. Суммарное количество охлаждающей жидкости было выбрано как в примере 1. После закачки охлаждающей воды в количестве 1484 тонн было закачано 600 тонн (600 м³) нефти. Суммарное количество охлаждающих жидкостей (воды и нефти), как и в примере 1, составило 2084 тонн. Время закачки охлаждающей воды составило 6 суток, гелеобразующего раствора - 3 суток. В качестве гелеобразующего агента был выбран водный раствор карбамида и хлористого алюминия. Согласно результатам лабораторных исследований и расчетов гелеобразование должно наступить через 5 суток с начала закачки раствора. Поэтому по окончании закачки раствора скважину остановили на 2 сутки для гарантированного завершения гелеобразования в пласте. Затем скважину ввели в эксплуатацию. Расчеты показали, что в этом случае добыча дополнительной нефти составила 6265 м³, что на 8,6% больше, чем в примере 1. Паронефтяное отношение составило 0,29 тонн пара/(м³ дополнительно добытой нефти), а общее время пароциклической обработки - 211 суток.

Пример 5. Элемент пласта имел такие характеристики, что и в примере 1. Закачку пара произвели в том же количестве, что и в примере 1. Суммарное количество охлаждающей жидкости было выбрано как в примере 1. После закачки охлаждающей воды в количестве 1844 тонн был закачан щелочной раствор в количестве 240 тонн. Суммарное количество охлаждающих жидкостей (воды и щелочного раствора), как и в примере 1, составило 2084 тонн. Время закачки охлаждающей воды составило 8 суток, щелочного раствора - 1 сутки. В качестве щелочного раствора использовали 0,4% водный раствор каустической соды. Расчеты показали, что в этом случае добыча дополнительной нефти составила 6075 м³, что на 5,3% больше, чем в примере 1. Паронефтяное отношение составило 0,30 тонн пара/(м³ дополнительно добытой нефти), а общее время пароциклической обработки - 207 суток.

Пример 6. Элемент пласта имел такие характеристики, что и в примере 1. Закачку пара произвели в том же количестве, что и в примере 1. В качестве насоса был выбран УЭЦН с максимальной рабочей температурой 140°С. Суммарное количество охлаждающей жидкости было выбрано как в примере 1. В качестве охлаждающих жидкостей были взяты: вода (в количестве 2084 тонн) и углекислый газ (в количестве 240 тонн или 123,7 тыс.нм³). Однако расчеты показали, что температура добываемых флюидов на приеме насоса в цикле добычи нефти превышает максимальную рабочую температуру насоса. Поэтому объем углекислого газа был увеличен до 474 тонн или 244,3 тыс.нм³. Таким образом, после закачки пара, в пласт закачали последовательно 2084 тонн охлаждающей воды и углекислый газ в количестве 474 тонн или 244,3 тыс.нм³. Время закачки охлаждающей воды составило 8 суток, углекислого газа - 2 суток. Затем скважину ввели в эксплуатацию. Расчеты показали, что в этом случае добыча дополнительной нефти составила 6594 м, что на 14,3% больше, чем в примере 1. Паронефтяное отношение составило 0,27 тонн пара/(м³ дополнительно добытой нефти), а общее время пароциклической обработки - 208 суток.

Из приведенных примеров видно, что преимуществом предлагаемого изобретения по сравнению с прототипом является улучшение технико-экономических показателей технологии паротепловой обработки скважин. Это обуславливается тем, что отодвинутое вглубь пласта закачкой охлаждающих флюидов тепло используется более эффективно, что и приводит к росту дополнительной добычи нефти и уменьшению продолжительности обработки скважины вследствие отсутствия длительного периода паропропитки. При этом изобретение позволяет снизить максимальную температуру добываемой жидкости на приеме насоса, что повышает надежность и межремонтный период работы оборудования.

1. Способ разработки залежи высоковязкой нефти путем закачки в пласт через добывающую скважину теплоносителя и последующего отбора через нее нефти, отличающийся тем, что после закачки теплоносителя в скважину закачивают охлаждающую жидкость, количество которой определяют по соотношению:0,5·[Q_т·(0,1163·ln(h)+0,1333]≤Q_{жидкость}≤1,5·[Q_т·(0,1163·ln(h)+0,1333],где Q_{жидкость} - количество закачанной охлаждающей жидкости, тонн;Q_т - количество закачанного с теплоносителем тепла в пласт, ГДж;h - эффективная толщина пласта, м.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве охлаждающей жидкости или, по крайней мере, части ее используют воду, ненагретую воду, щелочной или кислотный раствор, нефть, газ.