Способ разработки залежи битуминозной нефти

Способ разработки залежи битуминозной нефти

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к области горного дела и может быть использовано для разработки залежей углеводородных флюидов, в частности, при добыче высоковязкой нефти и природного битума.

Известен способ разработки залежей вязких нефтей и битумов (патент РФ №2199656, МПК Е21В 43/24, опубл. бюл. №6 от 02.27. 2003), включающий бурение рядов вертикальных нагнетательных скважин, бурение горизонтальных скважин вдоль рядов вертикальных скважин, периодическую закачку теплоносителя, например пара, в горизонтальные скважины и отбор нефти из вертикальных добывающих скважин, при этом в период прекращения закачки пара ведут отбор нефти из горизонтальных скважин, которые являются источником прорыва пара в вертикальные скважины. После выработки пласта в районе призабойных зон всех скважин переходят к площадной закачке вытесняющего агента, например воды, в вертикальные нагнетательные скважины. Одновременно отбирают нефть из остальных скважин. Перед площадной закачкой вытесняющего агента горизонтальные скважины, расположенные вблизи вертикальных нагнетательных скважин, заполняют изолирующим составом, например гелеобразующим.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент РФ №2494242, МПК Е21В 43/243, опубл. бюл. №27 от 27.09.2013), включающий строительство горизонтальной и вертикальной скважин, закачку окислителя через вертикальную скважину и отбор продукции из горизонтальной скважины, при этом забой вертикальной скважины располагают в 28-32 м над горизонтальной скважиной и в 10-15 м от ее забоя в сторону устья, до закачки окислителя в горизонтальной и вертикальной скважинах устанавливают электронагреватели мощностью, достаточной для разогрева околоскважинного пространства до температуры 100-200°С, после чего начинают закачку окислителя в обе скважины для инициирования внутрипластового горения в залежи в призабойной зоне расположения обеих скважин, далее при превышении пластового давления в окрестности горизонтальной скважины величины уровня начального пластового давления более чем в 1,5 раза из горизонтальной скважины электронагреватель извлекается и в нее спускается насосное оборудование, с помощью которого осуществляют откачку продукции залежи, при снижении уровня жидкости в скважине до уровня от 100 до 90% уровня начального пластового давления отбор продукции прекращают, извлекают насосное оборудование, спускают электронагреватель, осуществляют закачку окислителя для инициирования внутрипластового горения, цикл отбора продукции и инициирования внутрипластового горения повторяют и прекращают при установлении гидродинамической связи между горизонтальной и вертикальной скважинами, после чего горизонтальная скважина эксплуатируется в режиме отбора продукции, причем электронагреватель, установленный в вертикальной скважине, отключают и извлекают из этой скважины после установления режима устойчивого высокотемпературного горения, после чего закачку окислителя продолжают.

Недостатками этого способа являются невозможность исследования месторождений для выделения участков с наличием газовых шапок, что приведет к неоптимальной закачке пара (теплоносителя) и, как следствие, к значительным энергетическим затратам и снижению прогрева и добычи высоковязкой нефти, так как при закачке пара в нагнетательную скважину будут происходить высокие теплопотери за счет утечки пара в газовую шапку; невозможность использования в пластах толщиной менее 30 метров. Также недостатком известного способа является неудовлетворительная эффективность (результативность) процесса извлечения нефти из нефтеносного пласта породы, сложность прогнозирования подземного распространения фронта горения из-за неопределенности границ и масштабов процесса, сложность контроля процесса горения и воздействия на процесс из-за неопределяемых объемов породы, одновременно в него (процесс) вовлеченных, затруднительность отбора нефти из-за непоследовательного (в хаотичной последовательности с неопределяемым и нерегулируемым местоположением) закоксовывания горизонтального участка ствола; невозможность регулирования и контроля температуры в горизонтальной скважине при повышении пластовой температуры в процессе внутрипластового горения приведет к выходу из строя глубинно-насосного оборудования.

Техническими задачами способа разработки залежей битуминозной нефти являются расширение функциональных возможностей за счет применения на залежах с наличием газовых шапок и снижение затрат на прогрев продуктивного пласта за счет исключения прорыва теплоносителя в газовые шапки, что в совокупности приводит к экономии энергетических ресурсов и увеличению коэффициента извлечения нефти (КИН), а также контроль распространения теплового воздействия по битуминозной залежи.

Технические задачи решаются способом разработки битуминозной нефти, включающим бурение горизонтальной добывающей скважины и расположенной над ней вертикальной нагнетательной скважины, закачку рабочего агента через нагнетательную скважину и отбор продукции пласта через добывающую скважину.

Новым является то, что до начала строительства производят исследования месторождения для выделения участков с наличием газовых шапок, при строительстве в скважинах располагают устройства контроля давления, при этом забой вертикальной скважины располагают на 5-10 м выше средней части горизонтальной скважины, горизонтальные и вертикальные скважины вскрывают ниже газовой шапки, а в качестве рабочего агента применяют водяной пар, который сначала нагнетают при давлении, не превышающем давление в газовой шапке, в обе скважины до создания проницаемой зоны между вскрытыми участками скважин, после чего горизонтальную скважину переводят под отбор продукции.

На чертеже изображена схема реализации способа разработки залежи битуминозной нефти.

Способ реализуется в следующей последовательности.

Исследуют залежь 1 для выделения участков с наличием газовых шапок 2 при помощи промыслово-геофизических методов, например импульсного нейтрон-нейтронного каротажа. На участке залежи 1 с наличием одной из газовых шапок 2 производят строительство расположенных друг над другом нагнетательной 3 и добывающей 4 скважин с соответствующими вскрытыми вертикальными 5 и горизонтальными 6 участками, расположенными в залежи 1 ниже газовой шапки 2. При строительстве в скважинах 3 и 4 располагают устройства 7 контроля давления и температуры. Забой вертикальной скважины 3 располагают над средней частью горизонтальной скважины 4 на 5-10 м выше. Закачку теплоносителя сначала производят через колонны труб 8 и 9 соответствующих добывающей 4 и нагнетательной 3 скважин с прогревом продуктивного пласта залежи 1 и созданием паровой камеры 10. Производят закачку в нагнетательную 3 и добывающую 4 скважины при давлении в призабойной зоне скважин 3 и 4, меньшем, например, на 10-15%, чем давление в газовой шапке 2, не допуская утечку закачиваемого пара через кровлю нефтеносного продуктивного пласта залежи 1 в газовую шапку 2. Создают гидродинамическую связь между вертикальным 5 и горизонтальным 6 участками скважин 3 и 4. После создания гидродинамической связи между скважинами 3 и 4 производят отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающую скважину 4 и контроль за состоянием паровой камеры 10 при помощи наблюдательных скважин (не показаны) и аэрофотосъемки, а также снятия термограммы в горизонтальном участке 6 добывающей скважины 4 с определением зон наименьшего прогрева (не показаны). При превышении температуры в добывающей скважине 4 выше допустимой температуры более 120°С для отбирающего глубинно-насосного оборудования (не показано), которую определяют устройством контроля 7 давления и температуры, приводящей к прорыву пара к забою добывающей скважины 4, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину 3 снижают. В качестве теплоносителя используется перегретый пар или пар с инертным газом. Закачку пара производят при давлении в нагнетательной скважине 3, меньшем, чем давление в газовой шапке 2. Расположение забоя скважины 3 над центральной частью скважины 4 дает увеличение охвата прогревом продуктивного пласта залежи 1, так как расширение паровой камеры 10 от нагнетательной скважины 3 происходит примерно равномерно во все стороны. Паровая камера 10 распространяется равным радиусом от вертикальной нагнетательной 3 скважины, поэтому для увеличения нефтеотдачи наиболее эффективным способом является расположение ее над центральной – средней - частью горизонтальной добывающей скважины 4. За счет стекания разжиженной нагревом нефти вниз вокруг нагнетательной скважины 3 будет увеличиваться дебит высоковязкой нефти в горизонтальной добывающей скважине 4.

Пример конкретного выполнения

Предложенный способ разработки залежи углеводородных флюидов был рассмотрен на Улановском поднятии Ново-Елховского месторождения, исследования которой определили участок со следующими геолого-физическими характеристиками:

- глубина залегания - 148 м;

- средняя общая толщина пласта - 30 м;

- нефтенасыщенная толщина пласта - 18 м;

- значение начального пластового давления - 0,9 МПа;

- начальная пластовая температура - 8°С;

- плотность нефти в пластовых условиях - 1,01 т/м³;

- коэффициент динамической вязкости нефти в пластовых условиях - 480140,5 мПа⋅с;

- коэффициент динамической вязкости воды в пластовых условиях - 1,3 мПа⋅с;

- значение средней проницаемости по керну в пласте - 296 мкм²;

- значение средней пористости по керну в пласте - 0,16 д. ед.;

- средняя толщина газовой шапки на разрабатываемом участке - 7 м;

- давление в газовой шапке составляет - 0,9 МПа.

Исследуют залежь 1 для выделения участков с наличием газовых шапок 2. Газонасыщение в газовой шапке 2 составляло 73%. Расположили добывающую скважину 4 в нефтяной залежи 1. Над добывающей скважиной 4 на расстоянии 5 м расположили нагнетательную скважину 3 с соответствующими вертикальным 5 и горизонтальным 6 участками. Скважины 3 и 4 оборудовали устройством контроля температуры и давления 7. Вертикальный участок 5 скважины 3 вскрыли ниже газовой шапки 2 на 4 метра. После обустройства нагнетательной 3 и добывающей 4 скважин через колонну труб 9 нагнетательной скважины 3 производили закачку рабочего агента в объеме 5 тыс. т. В качестве теплоносителя использовался пар с температурой 191°С и сухостью 0,9 д. ед. Также производили закачку пара через колонну труб 8 в добывающую скважину 4 для создания гидродинамической связи между скважинами 3 и 4. После прогрева призабойной зоны вертикальной нагнетательной скважины 3 горизонтальная добывающая скважина 4 была переведена под добычу, а вертикальная нагнетательная скважина 3 - под постоянную закачку для создания и расширения паровой камеры 10.

При повышении температуры до 120°С в добывающей скважине 4 объем закачиваемого пара снижали на 20,5% во избежание прорыва пара к добывающей скважине и для поддержания паровой камеры, контролируя с помощью устройства 7 контроля давления и температуры. Тепло от пара снизило вязкость тяжелой нефти, что способствовало ее продвижению к горизонтальному стволу 6 добывающей скважины 4. Производили закачку из вертикальной части 5 нагнетательной скважины 3 при давлении в призабойной зоне нагнетательной скважины 3, меньшем на 12,7% (0,8 МПа), чем давление (0,9 МПа) в газовой шапке 2, не допуская утечку закачиваемого пара через кровлю нефтеносной залежи 1 в газовую шапку 2 залежи 1.

При исследовании выявлены преимущества способа перед наиболее близким аналогом: снижение неэффективной закачки пара в 3,8 раза, снижение процента обводненности добываемой продукции из пласта на 14%, уменьшение вероятности прорыва теплоносителя в добывающую скважину, увеличение накопленной добычи нефти более чем на 6,2%.

Предложенный способ позволяет решать поставленные технические задачи, такие как увеличение КИН на 0,10 д. ед., увеличение продолжительности эксплуатации месторождения, а также снижение затрат на прогрев пласта на 28%.

Пример осуществления предлагаемого изобретения показывает его эффективность для разработки разведанных, но неэксплуатируемых (из-за высокой стоимости извлечения вязкого флюида) месторождений углеводородного сырья для повышения рентабельности разрабатываемых месторождений высоковязкой нефти и природных битумов.

Предлагаемый способ разработки залежей битуминозной нефти позволяет расширить функциональные возможности за счет применения на залежах с наличием газовых шапок и снизить затраты на прогрев продуктивного пласта за счет исключения прорыва теплоносителя в газовые шапки, что в совокупности приводит к экономии энергетических ресурсов и увеличению КИН.

Способ разработки залежи битуминозной нефти, включающий бурение горизонтальной добывающей скважины и расположенной над ней вертикальной нагнетательной скважины, закачку рабочего агента через нагнетательную скважину и отбор продукции пласта через добывающую скважину, отличающийся тем, что до начала строительства производят исследования месторождения для выделения участков с наличием газовых шапок, при строительстве в скважинах располагают устройства контроля давления, при этом забой вертикальной скважины располагают на 5-10 м выше средней части горизонтальной скважины, горизонтальные и вертикальные скважины вскрывают ниже газовой шапки, а в качестве рабочего агента применяют водяной пар, который сначала нагнетают при давлении, не превышающем давление в газовой шапке, в обе скважины до создания проницаемой зоны между вскрытыми участками скважин, после чего горизонтальную скважину переводят под отбор продукции.