СПОСОБ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ Российский патент 1996 года по МПК E21B43/24 E21B43/27 

Настоящее предполагаемое изобретение относится к нефте- и газодобывающей промышленности и может быть применено при добыче углеводород из терригенных и карбонатных коллекторов, преимущественно с высокой их водонасыщенностью, а также при повышенной вязкости нефти в пластовых условиях. Способ базируется на снижении водонасыщенности породы в призабойной зоне пласта, за счет чего повышается фазовая проницаемость породы для углеводородов и одновременно с этим за счет повышения температуры снижается вязкость нефти, что способствует снижению фильтрационных сопротивлений притоку углеводородов к скважине и увеличению ее дебита.

Известен способ обработки призабойной зоны пласта влагопоглотителями для снижения водонасыщенности породы в этой зоне и увеличения притока нефти (Кателинин Н. Д. Дунаев Н.П. Фаин Ю.Б. "Обработка скважин жидкими влагопоглотителями для снижения водонасыщенности призабойной зоны". Нефтяное хозяйство, N 9, 1980, с. 38-42). Согласно этому способу в пласт закачивают жидкие влагопоглотители: спирты (в основном, метиловый), ацетон, спирто-бензольные смеси и др. хорошо растворимые в воде и уменьшающие поверхностное натяжение водного раствора на границе с нефтью и скелетом пласта-коллектора.

Недостатком данного способа является то, что при применении приведенных выше жидкостей не всегда возможно их проникновение в отдельные участки продуктивного пласта, поэтому сильно заглинизированные интервалы, имеющие повышенную водонасыщенность породы, остаются без воздействия на них влагопоглотителя; применение данного способа не позволяет оказывать длительного воздействия на вязкость пластовой нефти, т.к. обработка ПЗП осуществляется без увеличения температуры породы; применение ряда жидких влагопоглотителей (например, метанола) осложняется их повышенной токсичностью, дополнительными затратами на охрану окружающей среды.

Известен способ воздействия на породу продуктивного пласта (патент США N 3948323, E 21 B 43/24, опубл. 06.04.1976), согласно которому в пласт одновременно закачивают нагретый и смешанный на поверхности с газом теплоноситель, а затем чередуют закачку одного нагретого на поверхности газа с закачкой смеси теплоносителя и газа. Способ позволяет повысить температуру породы и насыщающей ее нефти; снижение вязкости нефти обеспечивает увеличение темпа ее притока к скважине. Недостатком данной технологии является то, что в пласт закачивают в большом количестве теплоноситель: горячую воду, пар. Повышенное содержание внесенной в пласт влаги, ее перенос в глубь пласта создают барьеры из оторочек с большой водонасыщенностью породы, что может вызвать набухание содержащегося в породе глинистого материала; при добыче нефти оторочки с повышенной водонасыщенностью будут перемещаться обратно в призабойную зону пласта, создавая здесь повышенные фильтрационные сопротивления.

Целью предлагаемой технологии является интенсификация притока углеводородов за счет одновременного снижения водонасыщенности породы в призабойной зоне пласта и вязкости жидких углеводородов.

Поставленная цель достигается за счет того, что перед нагревом породы вокруг скважины, в продуктивный пласт закачивают газ и создают вокруг скважины оторочку с содержанием газа в порах выше предельно возможной для его обратной фильтрации к скважине, а после нагрева породы и выдержки скважины закрытой осуществляют регулируемый отбор из скважины закачанного газа и пластовых флюидов;
перед закачкой газа и (или) после закачки газа в продуктивный пласт в нем вокруг скважины создают оторочку из жидких легких углеводородов (например, углеводородного конденсата) или газированной легкой углеводородной жидкости;
закачиваемый в скважину газ перед этим осушают от паров воды;
в качестве закачиваемого газа применяют углекислый газ или его смесь с другими газами (углеводородным газом, азотом, воздухом и др.);
часть поступающего к скважине углеводородного газа сжигают в газовой горелке, причем выходящие из нее дымовые газы осушают от воды и смешивают с остальной частью поступающего углеводородного газа, и образующуюся смесь газов направляют в скважину;
породу вокруг скважины нагревают за счет тепла, выделяющегося в результате химических реакций между закачанными реагентами (например, аммиаком и соляной кислотой), причем, в пласт их подают в смеси с газом (углекислым, углеводородным, азотом, воздухом и др.);
перед закачкой в скважину газа в верхнем интервале продуктивного пласта гидравлическим разрывом создают горизонтальную трещину, через которую затем осуществляют закачку газа, а нагрев породы и отбор нефти осуществляют в интервале пласта, расположенном ниже горизонтальной трещины);
перед закачкой в скважину газа в продуктивном пласте гидравлическим разрывом создают вертикальную трещину, через которую затем осуществляют закачку газа, нагрев породы и отбор нефти;
вертикальную трещину в продуктивном пласте ориентируют в сторону отложений, имеющих повышенную проницаемость породы нефтенасыщенного коллектора;
при горизонтальном расположении ствола скважины в среднем или в нижнем интервалах продуктивного пласта, газовую оторочку создают в прикровельном интервале данного пласта и затем нагревают породу вокруг горизонтального ствола скважины, после чего из него отбирают нефть;
при горизонтальном расположении ствола скважины в верхнем интервале продуктивного пласта, газовую оторочку создают в приподошвенном интервале данного пласта и затем нагревают породу вокруг горизонтального ствола скважины, после чего из него отбирают нефть;
перед закачкой газа в продуктивный пласт вводят смесь газа с кислотным раствором;
после закачки газа для нагрева призабойной зоны пласта последовательно закачивают в пласт суспензию на основе алюминиевой пудры и легкой углеводородной жидкости, соляной кислоты, раствора карбамида, соляной кислоты.

Предлагаемая технология отличается от известных тем, что объем газа, закачиваемого в пласт в виде оторочки, берется с учетом создания в зоне закачки газонасыщенности, позволяющей затем этот газ извлекать обратно, при этом закачанный ранее газ, двигаясь к скважине, проходит через нагретую в призабойной зоне пласта породу и нагревается, за счет чего повышается его влагоемкость и происходит испарение воды, содержащейся в порах породы (внесенной при бурении, пластовой, связанной), снижается водонасыщенность породы и повышается ее фазовая проницаемость для углеводородов (нефти, газа). Поступающая затем в осушенную от влаги и нагретую зону вокруг скважины нефть нагревается при контакте с горячей породой, вследствие чего вязкость нефти снижается.

Поскольку в течение определенного времени после обработки скважины оба данных фактора (повышение фазовой проницаемости и снижение вязкости нефти) проявляются одновременно, то в этот период отношение фазовой проницаемости к вязкости флюида (нефти), K_ф/μ_ф, остается намного (в несколько раз) выше, чем перед проведением работ по интенсификации притока нефти. Так, например, если водонасыщенность породы в призабойной зоне скважины за счет осушки снижается от S_b1=0,4 до S_b2=0,15, то относительная фазовая проницаемость при фильтрации нефти возрастает от К_ф1=0,2 до K_ф2=0,8 (см. Пыхачев Г.Б. Подземная гидравлика. М. Гостоптехиздат, 1961, с. 98, рис. 26). Если одновременно с этим температура нефти, притекающей к скважине и проходящей через зону с повышенной температурой, увеличивается от T₁=294 K (21^oС) до Т₂=333 K (60^oC), то вязкость нефти уменьшается тоже в несколько раз (например, от μ_ф1= 18 мПа•с до μ_ф2 = 5мПа•с, см. Романенко Н.В. и др. Опыт разработки низкопроницаемых коллекторов с применением методов тепловоздействия. М. ВНИИОЭНГ, 1990. обзор. информ. Сер."Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, с.5, рис.2).

При радиусе обработанной зоны R увеличение коэффициента продуктивности скважины по нефти можно найти из выражения:
(1)
η₁, η₂ коэффициенты продуктивности скважины до и после обработки ПЗП; R_c радиус скважины; K_ф0;μ_ф0- соответственно фазовая проницаемость породы при фильтрации нефти и вязкость нефти за пределами зоны воздействия на пласт при R₁≅R≅R_к.

Для лучшей очистки призабойной зоны пласта от смолистых отложений, а также предотвращения выпадения из пластовой нефти смол перед закачкой газа в пласт вводится оторочка из легких жидких углеводородов (например, углеводородный конденсат или газированная легкая углеводородная жидкость); легкие жидкие углеводороды (в том числе газированные) в некоторых случаях целесообразно вводить и после закачки газа, что способствует лучшей очистке призабойной зоны пласта от твердых отложений, которые могли образоваться в этой зоне в период закачки газа, а также для интенсификации очистки пор и переноса тепла парами конденсата, образующимися при нагреве призабойной зоны пласта.

Процесс осушки породы обратным потоком газа, движущегося через нагретую призабойную зону пласта к скважине, интенсифицируется при введении перед нагревом этой зоны в пласт оторочки осушенного от паров воды газа, а также при использовании для закачки в пласт углекислого газа или его смеси с другими газами (например, углеводородным газом, азотом, воздухом); эффективным может быть также использования для закачки в пласт перед нагревом призабойной зоны дымовых газов, образующихся при сгорании части поступающего к скважине углеводородного газа. Нагрев породы вокруг скважины можно осуществлять различными способами (например, закачкой теплоносителя), однако в ряде случаев может быть эффективным использование тепла, образующегося в результате химических реакций между реагентами, последовательно вводимыми в призабойную зону пласта, в том числе в смеси с газом. Это исключает ввод в пласт в больших объемах воды (что, например, имеет место при закачке только горячей воды или пара).

Предлагаемая технология может быть эффективной в низкопроницаемых породах. Для этого предварительно перед закачкой газа в призабойной зоне создаются трещины горизонтальная или вертикальная. Способ применим также при горизонтальном расположении ствола скважины в продуктивном пласте, при этом газовая оторочка создается в верхнем или нижнем интервалах продуктивного пласта.

Способ осуществляется следующим образом (см. чертежи фиг.1-12). В состав рассматриваемых схем осуществления способа входят: скважина 1, колонна лифтовых труб 2, компрессор 3, 46, продуктивный пласт 4, оторочка с газонасыщенностью породы выше предельно возможной для фильтрации газа 5, теплогенератор 6, теплообменник 7, емкость 8, насосный агрегат 9, 45, съемный скважинный обратный клапан 10, нагретая зона пласта 11, обратный клапан 12, задвижки 13, регулируемый клапан (штуцер) 14, манометры 15, расходомеры 16, оторочка из жидких легких углеводородов 17, установка осушки газа 18, оторочка из диоксида углерода 19, трубопровод 20, насосная (компрессорная) установка 21, газовая горелка 22, теплообменник 23, газосепаратор 24, эжектор 25, насосные агрегаты 26 и 27, эжектор 28, насосный агрегат 29, горизонтальная трещина 30, пакеры 31 и 32, обратный клапан 33, нагретая призабойная зона пласта 34, вертикальная трещина 35, горизонтальный ствол в среднем или нижнем интервале пласта 36, газовая оторочка в прикровельном интервале пласта 37, пакер 38, окружающая горизонтальный ствол зона пласта 39, горизонтальный ствол в верхнем интервале продуктивного пласта 40, газовая оторочка в приподошвенном интервале продуктивного пласта 41, пакер 42, окружающая горизонтальный ствол зона пласта 43.

На фиг.1 (а, б) представлена технология интенсификации добычи нефти, основанная на проведении последовательной закачки в призабойную зону пласта оторочки газа, нагрева породы вокруг скважины и последующего регулируемого отбора из скважины закачанного газа и пластовых флюидов.

В скважину 1 (см. фиг.1, а) по колонне лифтовых труб 2 при помощи компрессора 3 закачивается в продуктивный пласт 4 газ и вокруг скважины создается оторочка 5, в которой газонасыщенность породы выше предельно возможной для фильтрации газа к скважине, затем осуществляют нагрев призабойной зоны пласта, для чего при помощи теплогенератора 6 и теплообменника 7 производится нагрев теплоносителя и подача его в скважину, при этом теплоноситель (например, углеводородная жидкость) из емкости 8 насосным агрегатом 9 подается через теплообменник 7 и колонну лифтовых труб и установленный в скважине съемный обратный клапан 10 в продуктивный пласт, в котором вокруг скважины образуется нагретая зона 11. На выкиде всех агрегатов устанавливаются обратные клапаны 12. (Нагрев породы вокруг скважины можно осуществлять и другими известными способами, с учетом геолого-технических особенностей объекта: конструкции скважины, глубины залегания продуктивного пласта, свойств пласта-коллектора, наличия технических средств). После этого отсоединяют агрегаты, скважину 1 закрывают на устье и оставляют на 2-3 суток для перераспределения температуры по всему объему призабойной зоны пласта и охвата воздействием тепла и слабопроницаемых и заглинизированных интервалов, а затем скважину подключают к системе нефтегазосбора (фиг.1, б), открывают задвижки 13 на устье скважины и с помощью регулируемого клапана или штуцера 14 устанавливают заданный режим отбора продукции из скважины, контролируют работу скважины с помощью манометров 15 и расходомеров 16.

При продвижении газа в породе через нагретую зону 11 испаряется содержащаяся здесь влага, парами испаряющейся воды донасыщается движущийся газ до равновесного при данных значениях температуры и давления величин. Средняя водонасыщенность породы S(τ) в призабойной зоне в пределах кольца, ограниченного значениями радиуса R_c и R₁ (здесь R_c радиус скважины, R₁ радиус нагретой зоны вокруг скважины) может быть определена по формуле:
(2)
где S_o средняя водонасыщенность породы в призабойной зоне перед началом движения газа к скважине; Q_г дебит газа (м³/сут); τ время, (сут); W₁, W₂ средняя за время t влагоемкость газа (кг/м³) соответственно в пределах призабойной зоны (при R_c≅r≅R₁) и на ее внешней границе (при r=R₁); p=3,14; m пористость; h толщина продуктивного пласта; ρ плотность воды, кг/м³.

Значения влагоемкости газа при различных величинах давления (Р) и температуры (Т) можно найти по формулам или графикам (см. например, Гиматудинов Ш. К. Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. М. Недра, 1982, с. 166, рис.IV.12).

На фиг. 2 представлена технология, отличающаяся от предыдущей тем, что перед закачкой и(или) после закачки газа в пласте создается оторочка из жидких легких углеводородов или газированной легкой углеводородной жидкости.

В скважину 1 по колонне лифтовых труб 2 закачивают при помощи насосного агрегата 9 расчетный объем жидких легких углеводородов и создают из них оторочку 17. Затем нагнетают газ при помощи компрессора 3. Оторочка жидких легких углеводородов продвигается газом, после чего создается оторочка 5 насыщенной газом породы. После этого нагревают призабойную зону пласта 11, например, закачкой в эту зону углеводородной жидкости, нагретой при помощи теплогенератора 6 и теплообменника 7 (либо другим известным способом). Выдерживают скважину закрытой в течение 2-3 суток, после чего осуществляют регулируемый отбор закачанной углеводородной жидкости, газа и пластовых флюидов.

На фиг.3 представлена технология, согласно которой закачиваемый в пласт газ перед сжатием и подачей в скважину осушают от паров воды. Для этого газ, поступающий в компрессор 3, проходит через передвижную установку осушки газа 18. В остальном технология аналогична описанной выше. Применение осушки подаваемого в пласт газа целесообразно в тех случаях, когда поступающий к скважине природный газ имеет высокое влагосодержание, более (3-5)•10^-3 кг/м³.

На фиг. 4 представлена технология, согласно которой перед нагревом призабойной зоны пласта вокруг скважины создают оторочку 19 из диоксида углерода или его смеси с другими газами. Диоксид углерода может быть закачан в пласт в жидком виде (при температуре закачки t_з<t_кр и давлении P_з>P_s, где t_кр критическая температура, t_кр=31^oC; P_s давление конденсации CO₂ при температуре t_з), либо в газообразном виде (при t_з>31^oC или при t_з<31^oС и Р_з<P_s).

По трубопроводу 20 диоксид углерода (жидкий или газообразный) от насосной (или компрессорной) установки 21 подается в колонну лифтовых труб (в скважину) и продвигается по пласту, оттесняя нефть от призабойной зоны скважины. Если подавался в пласт жидкий CO₂, то при последующем нагреве призабойной зоны он переходит в газообразное состояние. Растворимость воды в газообразном CO₂ очень высокая. Например, при давлении Р=5,1 МПа и температуре t=100^oC, она составляет В=0,87 кг/м³ (см. Ибрагимов Г.З. и др. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти. М. Недра, 1991, с. 210, табл. 5.1).

На фиг.5 представлена технология, согласно которой часть поступающего к скважине углеводородного газа сжигают в газовой горелке 22, выходящие из нее дымовые газы после охлаждения в теплообменнике 23 и очистки в газосепараторе 24 смешивают при помощи эжектора 25 (или нескольких последовательно установленных эжекторов), с остальной частью поступающего углеводородного газа и смесь газов направляют в скважину для создания в пласте оторочки газонасыщенной породы 5.

На фиг.6 представлена технология, согласно которой после закачки в пласт оторочки газа 5, последовательно закачивают при помощи насосных агрегатов 26 и 27 реагенты, реагирующие при их смешивании в призабойной зоне пласта 11 с выделением тепла; для лучшего перемешивания в пласте и последующей осушки породы от влаги, закачиваемые реагенты на поверхности смешивают с газом (газируют) при помощи эжектора 28, на рабочее сопло которого подают жидкость (реагент в жидкой фазе), от насосных агрегатов 26 и 27, а в камеру низкого давления эжектора 28 газ (либо природный углеводородный газ от промысловой газосборной сети, либо от компрессора 3 углеводородный газ, воздух или другие газы).

На фиг. 7 (а, б, в) представлена технология, предусматривающая перед закачкой в скважину газа создание в верхнем интервале продуктивного пласта при помощи насосного агрегата 29 гидравлическим разрывом горизонтальной трещины 30 и закрепление ее песком. Для этого в скважине устанавливают два пакера: один пакер 31 выше продуктивного пласта, второй пакер 32 на расстоянии 2-4 м ниже кровли продуктивного пласта, а также обратный клапан 33 (фиг.7а). После этого пакер 31 и обратный клапан 33 снимают, и при установленном пакере 32 нагревают в горизонтальную трещину 30 газ, а затем нагревают призабойную зону пласта 34 в интервале ниже пакера 32 (фиг.7б). После выдержки скважины закрытой в течение 2-5 суток, ее пускают в работу по колонне лифтовых труб 2 с установленным пакером 32 ниже горизонтальной трещины 30 (фиг. 7в). Закачанный через горизонтальную трещину 30 в верхний интервал низкопроницаемого пласта газ при движении к скважине проходит сверху вниз по призабойной зоне пласта, охватывает вытеснением большой объем породы в призабойной зоне, способствуя очистке и осушке низкопроницаемых и сильно заглинизированных интервалов продуктивного пласта, которые другими способами освоить и начать добывать из них продукцию не представляется возможным.

На фиг.8 представлена технология, согласно которой перед закачкой газа в продуктивном пласте гидравлическим разрывом при помощи насосного агрегата 29 создают вертикальную трещину 35, через которую затем последовательно осуществляют закачку газа, нагрев породы, например, путем закачки теплоносителя, и отбор продукции.

В неоднородном пласте, при наличии за пределами данной скважины зоны с повышенной проницаемостью, положение вертикальной трещины ориентируют так, чтобы трещина была направлена в сторону отложений с повышенной проницаемостью нефтенасыщенной породы.

На фиг.9 представлена технология, при которой в случае расположения горизонтального ствола 36 в среднем или нижнем интервалах продуктивного пласта, газовую оторочку 37 создают в прикровельном интервале данного пласта, для чего в вертикальном стволе выше горизонтального ствола устанавливают пакет 38, нагнетают в верхний интервал газ, а затем нагревают окружающую горизонтальный ствол зону пласта 39.

На фиг.10 представлена технология, предусматривающая в случае расположения горизонтального ствола 40 в верхнем интервале продуктивного пласта, газовую оторочку 41 создать в приподошвенном интервале данного пласта, для чего в вертикальном стволе ниже горизонтального ствола устанавливают пакер 42 и нагнетают газ в нижний интервал пласта, а затем нагревают окружающую горизонтальный ствол зону пласта 43 и отбирают через него нефть.

На фиг.11 представлена технология, согласно которой в пласт перед закачкой газа закачивают смесь газа с кислотным раствором. Для этого (фиг.11) в эжектор 44 подают от насосного агрегата 45 на рабочее сопло раствор соляной кислоты, а в камеру низкого давления эжектора газ от компрессора 46 или из промысловой газосборной сети, либо газ от компрессора 46 подают на рабочее сопло эжектора 44, а в камеру низкого давления данного эжектора подают раствор соляной кислоты от насосного агрегата 45. Выкид эжектора соединен с колонной лифтовых труб, по которым газожидкостная смесь (раствора соляной кислоты и газа) поступает в пласт. Данная технология предназначается преимущественно для пластов, коллектор которых содержит карбонатный материал, а также может быть использована в случаях, когда в пласт вводятся реагенты, реагирующие с соляной кислотой для выделения тепла в призабойной зоне пласта.

На фиг. 12 представлена технология, согласно которой после закачки в пласт газа (или последовательной закачки смеси газа с раствором соляной кислоты и затем только одного газа), для нагрева призабойной зоны пласта последовательно закачивают оторочки: суспензии на основе алюминиевой пудры и легкой углеводородной жидкости, буферной жидкости, соляной кислоты, раствора карбамида и повторно соляной кислоты. При такой последовательности закачки данных реагентов, вследствие перемешивания в пласте оторочек, содержащих закачанную алюминиевую пудру и соляную кислоту и химической реакции алюминия с соляной кислотой, образуется водород (H₂) и выделяется тепло, повышается температура в зоне перемешивания. Количество реагирующих компонентов выбирают из расчета, чтобы температура в этой зоне повысилась не менее, чем до 150^oС. Передвигающаяся затем в ПЗП оторочка карбамида нагревается за счет контакта с нагретой породой и при температуре, равной 150^oС разлагается на аммиак (NH₃) и углекислый газ (CO₂). Поступающая затем в ПЗП соляная кислота реагирует с аммиаком с выделением тепла и образованием хлористого аммония (NH₄Cl). При отборе продукции из скважины все образовавшиеся в призабойной зоне пласта компоненты (H₂, CO₂, NH₃, NH₄Cl) способствуют очистке и осушке породы от воды, а также снижению вязкости нефти, снижению поверхностного натяжения на границе фаз, что положительно отражается на дебите скважины.

Примеры осуществления способа.

1. Нефтяная залежь залегает на глубине 1200 м, коллектор - низкопроницаемый песчаник, нефтенасыщенная толщина пласта- 5 м, пористость - 0,2, проницаемость 0,05 мкм², нефтенасыщенность 0,6, водонасыщенность 0,4, фазовая проницаемость породы пласта по нефти К_ф=0,2, вязкость нефти в пластовых условиях m_o=18 мПа•с, радиус скважины R_c=0,1 м, радиус контура питания R_к=200 м. Предусматривается с целью интенсификации добычи нефти осуществить в продуктивном пласте вокруг скважины в кольце с внешним радиусом R₁=3 м нагрев и осушку породы от влаги. Для этого производится обвязка устья скважины в соответствии со схемой, представленной на чертеже фиг.1а.

После закачки в пласт углеводородного газа в объеме 120 тыс.м³ в призабойную зону пласта закачивают теплоноситель пар в количестве 36 т с расходом 3,6 т/ч при температуре на забое 180^oС и в течение 10 часов средняя температура ПЗП в пределах 0,1≅r≅3 м согласно расчетам повышается до 170^oС, затем прекращают закачку, отключают от скважины агрегаты и после выдержки ее закрытой в течение 2 суток пускают в работу (фиг.1б) и осуществляют регулируемый выпуск из нее газа. Средняя температура в призабойной зоне в этот период Т₁= 140^oС, давление Р₁=5 МПа; на границе ПЗП (при R=3 м) температура и давление соответственно равны Т₂=40^oС, Р₂=5,5 МПа. При таких значениях температуры и давления влагоемкость газа равна соответственно W₁=45•10^-3 кг/м³ и W₂= 1,1•10^-3 кг/м³. В конце вытеснения жидкой фазы отбираемым газом в ПЗП водонасыщенность породы равна S_o=0,4. По формуле (2) находим среднюю водонасыщенность ПЗП при отборе газа с дебитом Q_r=20 тыс.м³/cут и τ5 суток:

При таком значении водонасыщенности породы фазовая проницаемость при фильтрации нефти К_ф1= 0,45 (т.е. увеличивается в 2,25 раза по сравнению с первоначальной). Кроме повышения фазовой проницаемости для нефти за счет нагрева ПЗП вязкость движущейся к скважине нефти в этой зоне будет ниже, чем за пределами не нагретой зоны. Принимаем среднее значение вязкости нефти в ПЗП в течение некоторого времени работы скважины после обработки ПЗП равным 5 мПа•с (при средней температуре в этой зоне 50^oС).

Увеличение коэффициента продуктивности скважины в течение этого времени составит (по сравнению с первоначальным до обработки ПЗП):

2. Применительно к условиям, рассмотренным в предыдущем примере, в соответствии со схемой, представленной на фиг.2, для устранения возможного отложения твердых углеводородов, которые могут выделиться из нефти, а также лучшей очистки ПЗП до и после нагнетания газа, в пласт закачивается оторочка из легких углеводородов (в данном примере закачивается углеводородный конденсат). Общий объем закачиваемого конденсата V_к принимается равным двухкратному объему ПЗП; для условий, приведенных выше
V_к= πmh(R21

3. Поступающий к обрабатываемой скважине для нагнетания в пласт природный газ имеет повышенную влажность (содержит воду в виде капель и паров), параметры поступающего газа: давление 0,3 МПа, температура 30^oC, влагоемкость 12•10^-3 кг/м³. Перед подачей газа в компрессор его предварительно пропускают через передвижную установку осушки газа согласно схеме, представленной на фиг.3. Установка представлена двумя малогабаритными адсорберами, заполненными твердым влагопоглотителем-силикагелем, работают адсорберы поочередно, а в промежутках осуществляется регенерация насыщенного влагой силикагеля. Осушенный газ с влагосодержанием (1-2)•10^-3 кг/м³ подается на прием компрессора и сжимается до давления, необходимого для нагнетания в пласт. За счет закачки в пласт газа с меньшим влагосодержанием повышается эффективность испарения воды из призабойной зоны пласта.

4. Для осушки породы в ПЗП перед ее нагревом закачивают диоксид углерода (СO₂). В соответствии со схемой, представленной на фиг.4, доставленный в цистерне к скважине диоксид углерода в жидком виде насосным агрегатом закачивается в скважину, при этом температура диоксида углерода должна быть ниже критической, равной 31^oС. Для рассматриваемого примера параметры диоксида углерода на выкиде из насосного агрегата с целью недопущения образования в коммуникациях жидкой фазы, приняты таким: температура t=20^oC, давление 7 МПа. В пласте температура равна 40^oC, т.е. выше критической для СO₂, вследствие чего закачанный диодксид углерода переходит в газовую фазу, в которой затем растворяется вода, испаряющаяся в ПЗП из породы продуктивного пласта; процесс испарения воды и растворение ее в диоксиде углерода усиливается при последующем нагреве ПЗП. Для снижения водонасыщенности породы от S_o=0,4 до S₁= 0,245 в призабойной зоне радиусом R₁=3 м при Т₁=100^oC и P₁=5,1 МПа и остальных параметрах, аналогичных приведенным в рассмотренном выше примере, необходимо закачать диоксид углерода в количестве

(Здесь В=0,87 кг/м³ растворимость воды в газообразном CO₂ при Р=5,1 МПа и t=100^oC, ΔS=S_o-S₁= 0,4-0,245=0,155).

5. Поступающий к обрабатываемой скважине углеводородный газ с давлением 1 МПа (см. фиг.5) разделяют на два потока один поток подают на сжигание в газовых горелках БГ-2П, расход газа 0,1 тыс.м³/ч, а второй поток газа с расходом 5-15 тыс.м³/ч подается на прием компрессора, где газ сжимается до давления, равного 10 МПа, и с таким давлением направляется на рабочее сопло установленного у устья скважины газового эжектора. Выходящие из газовых горелок дымовые газы проходят через теплообменник типа труба в трубе, охлаждаются потоком поступающего углеводородного газа и затем направляются в газосепаратор, где из дымовых газов отделяется сконденсировавшаяся из паров вода, и после этого в систему последовательно установленных газовых эжекторов, работающих с коэффициентом эжекции U=0,1-0,3, на рабочие сопла которых подается от компрессора газ. В камеру низкого давления первого газового эжектора охлажденные дымовые газы поступают с давлением 0,1 МПа; на рабочее сопло подается газ с давлением 10 МПа; на выходе из первого эжектора давление смеси газов равно 0,5-0,7 МПа. С таким давлением смесь газов подается в камеру низкого давления второго, установленного последовательно с первым, газового эжектора (на схеме не показан), на выходе из которого давление смеси газов увеличивается до 4-5 МПа. При необходимости поддерживать на устье скважины более высокое давление нагнетаемой смеси газов, включается в работу третий последовательно установленный эжектор, либо задается меньшее значение коэффициента эжекции.

Поступающие в пласт очищенные от влаги дымовые газы, в составе которых большое количество диоксида углерода, обладают повышенной влагоемкостью и растворимостью в нефти, что ускоряет осушку породы от влаги, содержащейся в пласте, и способствует снижению вязкости нефти (вследствие растворения в ней углеводородного и углекислого газов).

6. Для нагревая ПЗП используется после закачки газа последовательная закачка в пласт оторочек реагентов, при перемешивании которых происходит химическая реакция с выделением тепла (фиг.6). Для обеспечения условий интенсивного перемешивания реагентов в пласте перед закачкой в скважину их газируют. В качестве последовательно вводимых в пласт агентов используются: газированный раствор аммиака и газированный раствор соляной кислоты. Для газирования закачиваемых реагентов применяется жидкостно-газовый эжектор. На рабочее сопло эжектора наносным агрегатом под давлением 20-30 МПа подается сначала раствор аммиака, а затем раствора соляной кислоты. В камеру низкого давления эжектора от компрессора подается газ с давлением 6-8 МПа, давление смеси на выходе из эжектора 10-12 МПа.

7. Продуктивный пласт, имеющий температуру 20^oС и давление 6 МПа, сильно заглинизирован, имеет низкую проницаемость. Предусматривается перед закачкой в скважину газа создание горизонтальной трещины в верхнем интервале продуктивного пласта. Для этого в скважине в верхней части пласта устанавливают два пакера с интервалом между ними 2-3 м, подключают к устью скважины насосный агрегат и известным способом создают в заданном интервале между пакерами горизонтальную трещину (фиг.7) и закрепляют ее песком. Отключают насосный агрегат, снимают верхний пакер и осуществляют нагнетание углеводородного газа по затрубному пространству скважины в горизонтальную трещину в количестве 16 тыс. м³. После этого закачкой газа с температурой на забое 80-100^oС нагревают нижний интервал продуктивного пласта до температуры 40-50^oС. Оставляют скважину закрытой в течение 3 суток, после чего начинают отбирать продукцию из нижнего интервала пласта. За счет напора газа, закачиваемого в верхний интервал пласта (в горизонтальную трещину), обеспечивается вытеснение нефти в нагретую призабойную зону пласта, где температура нефти повышается и уменьшается вязкость нефти; одновременно с этим в нагретую призабойную зону пласта прорывается закачанный углеводородный газ, им нагревается при контакте с горячей породой, вследствие чего повышается его влагоемкость и происходит испарение влаги, снижение водонасыщенности и повышение фазовой проницаемости породы при фильтрации нефти. Дебит скважины за счет одновременного проявления указанных факторов увеличивается.

8. Нефтяной пласт представлен неоднородным низкопроницаемым песчаником, с наличием многочисленных слоев глин, а также локальными зонами с относительно более высокой проницаемостью. Пористость коллектора 0,2; пластовое давление 6 МПа, температура пласта 20^oС, вязкость нефти 20 мПа•с. Для обеспечения возможности закачки газа в пласт и нагрева призабойной, а также удаленных зон пласта-коллектора, имеющих лучшие коллекторские свойства, осуществляют вертикальный гидравлический разрыв с применением известной технологии его проведения, в качестве жидкости разрыва при этом используют жидкость с высокой вязкостью (например, водонефтяную эмульсию). После образования вертикальной трещины и закрепления ее песком осуществляют нагнетание в нее углеводородного газа в количестве 30-40 тыс.м³ при давлении на устье скважины 8-10 МПа; в конце закачки газа (последние 10 тыс.м³) нагревают с использованием теплообменника и теплогенератора до температуры 140-150^oС и подают через скважину в вертикальную трещину. Газ из вертикальной трещины распространяется по проницаемым пропласткам в обе стороны от трещины, осушая породу от содержащейся в порах воды, при этом повышается фазовая проницаемость породы при фильтрации нефти; нефть насыщается газом, ее вязкость снижается, вследствие этого дебит скважины возрастает.

9. Нефтяная залежь с низкопроницаемым коллектором (пластовое давление 6 МПа, температура 20^oС, вязкость нефти 20 мПа•с) изолирована и нет опасности поступления подошвенной воды в скважины. Разбуривание залежи осуществляется системой вертикальных и горизонтальных скважин, при этом горизонтальные стволы проводят в нижней части продуктивного пласта. Для повышения дебита нефти в вертикальной части скважины выше горизонтального ствола устанавливают пакер и по затрубному пространству скважины нагнетают углеводородный газ в верхний интервал пласта (расположенный выше горизонтального ствола), количество закачиваемого газа 40-50 тыс.м⁶. Затем по колонне лифтовых труб нагнетают в горизонтальный ствол теплоноситель (нагретый на устье до температуры 140-150^oС углеводородный газ). Породу вокруг горизонтального ствола нагревают до темпекратуры 40-50^oC. После этого скважину закрывают и через 3 суток пускают в работу по колонне лифтовых труб (отбирается нефть через горизонтальный ствол). При этом за счет нагрева притекающей нефти ее вязкость снижается, водонасыщенность породы вокруг горизонтального ствола снижается, а фазовая проницаемость породы для нефти и дебит нефти увеличиваются.

10. Нефтяная залежь с низкопроницаемым коллектором (пластовое давление 6 МПа, пластовая температура 20^oC) разбуривается системой вертикальных и горизонтальных добывающих скважин. Горизонтальные стволы проводят также из некоторых ранее пробуренных вертикальных добывающих скважин (осуществляют "зарезку" вторых горизонтальных стволов). Нижняя часть пласта обводняется, вследствие чего имеется опасность прорыва воды в скважину из нижних интервалов. Поэтому горизонтальные стволы прокладывают в верхнем (прикровельном) интервале продуктивного пласта. Для повышения дебита нефти и предотвращения поступления в скважину пластовой воды в вертикальной части ствола ниже интервала расположения горизонтального ствола устанавливается пакер (рис.фиг. 10). В подпакерную зону нагнетается углеводородный газ с давлением на устье 8-10 МПа в количестве 40-50 тыс. м³. Затем прекращают нагнетание газа и нагревают породу вокруг горизонтального ствола закачкой в горизонтальный ствол теплоносителя, в качестве которого используется углеводородный газ, нагретый на устье скважины до температуры 140-150^oС. В результате этого порода продуктивного пласта нагревается до 50-60^oС. После выдержки скважины закрытой в течение 3 суток, скважину пускают в работу: отбирают продукцию через горизонтальный ствол. За счет нагрева породы и нефти вокруг горизонтального ствола снижается вязкость нефти, снижается водонасыщенность породы, повышается фазовая проницаемость породы для нефти и как следствие происходит увеличение дебита нефти.

11. Нефтяной пласт представлен низкопроницаемым песчаником с высоким содержанием карбонатного материала (до 20-30%). Для обеспечения возможности закачки в пласт оторочки газа предварительно в пласт закачивают смесь соляной кислоты с газом. Для этого на устье скважины устанавливают (фиг.11) жидкостно-газовый эжектор, насосный агрегат на рабочее давление 30-40 МПа, емкость для раствора соляной кислоты (20-24% концентрации). Соляную кислоту под давлением 30-32 МПа (общий объем закачки раствора соляной кислоты 10-15 м³) подают на рабочее сопло эжектора, а в камеру низкого давления этого эжектора подают из промыслового газопровода углеводородный газ под давлением 1,0-1,2 МПа. На выходе из эжектора давление смеси раствора соляной кислоты с углеводородным газом поддерживается в пределах 8-10 МПа и под таким давлением подается в скважину (в колонну лифтовых труб). Соляная кислота, находясь в виде мелких капель и паров, лучше проникает в низкопроницаемый пласт и быстро продвигается на большое расстояние от скважины, охватывая воздействием большие объемы пласта-коллектора, вступает в химическую реакцию с карбонатным материалом пласта-коллектора, при этом образуются дополнительные пустоты, увеличивается проницаемость породы. Закачиваемый после этого газ легче проникает в глубь пласта, за счет чего улучшается сообщаемость скважины с отдаленными и низкопроницаемыми зонами нефтяной залежи: этим обеспечивается охват обработкой большего объема породы при последующей закачке газа и теплоносителя в пласт и, следовательно, осушается от влаги больший объем породы, что способствует увеличению дебита скважины.

12. Нефтяной пласт представлен песчаником проницаемостью 0,05-0,07 мкм², толщиной 4 м с небольшим содержанием карбонатного материала, нефть повышенной вязкости в пластовых условиях (при температуре 20^oC вязкость нефти 25 мПа•с), пластовое давление 7 МПа, в призабойной зоне пласта повышенная водонасыщенность породы (S_в=0,7) за счет отфильтровавшейся в пласт воды при бурении и капитальных ремонтах скважины. Применяется технология последовательной закачки в пласт углеводородного газа (20-30 тыс.м³) и химических реагентов, при взаимодействии которых между собой выделяется тепло, продавливаемых в пласт газом. Закачиваются последовательно оторочки: 5 м³ суспензии на основе алюминиевой пудры (концентрация алюминия в суспензии 10-15 мас.) и легкой углеводородной жидкости (дизельное топливо), буфер (водо-газовая смесь) в объеме 0,5 м³, соляная кислота (20% концентрации) в объеме 10 м³, 2 т водного раствора карбамида (в 1 м³ воды растворить 1 т карбамида) и повторно раствор соляной кислоты (20% концентрации) в объеме 10 м³ и продавливается в пласт 1000 ст.м³ газа. Скважину закрывают на реагирования в течение 4-5 суток, после чего начинают регулируемый отбор продукции (газ, вода, продукты реагирования, нефть).

(57) Изобретение относится к области интенсификации притока в скважину углеводородов за счет одновременного снижения в призабойной зоне пласта их вязкости и водонасыщенности породы. Перед нагревом породы продуктивного пласта вокруг скважины в пласт закачивают газ. Создают оторочку с содержанием газа в порах выше предельно возможной для его обратной фильтрации к скважине после нагрева породы в призабойной зоне пласта. Вследствие испарения воды при прохождении газа через нагретую породу ее водонасыщенность уменьшается. Фазовая проницаемость для углеводородов увеличивается. Одновременно с этим за счет увеличения температуры притекающей нефти снижается ее вязкость. В результате продуктивность скважины по углеводородам увеличивается. 11 з.п.ф-лы, 12 ил.

1. Способ интенсификации добычи нефти, включающий нагрев породы вокруг добывающей скважины, отличающийся тем, что перед нагревом породы в продуктивный пласт закачивают газ и создают вокруг скважины оторочку с содержанием газа в порах выше предельной возможной для его обратной фильтрации к скважине, а после нагрева породы и выдержки скважины закрытой осуществляют регулируемый отбор из скважины закачанного газа и пластовых флюидов. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что перед закачкой и/или после закачки газа в продуктивный пласт в нем вокруг скважины создают оторочку из жидких легких углеводородов, например углеводородного конденсата. 3. Способ по пп. 1 и 2, отличающийся тем, что закачиваемый в пласт газ перед подачей в скважину осушают от паров воды. 4. Способ по пп.1 3, отличающийся тем, что в качестве закачиваемого газа применяют углекислый газ или его смесь с другими газами, например, углеводородным газом, воздухом. 5. Способ по пп.1 4, отличающийся тем, что часть поступающего к скважине углеводородного газа сжигают в газовой горелке, а выходящие из нее дымовые газы очищают от воды, смешивают с остальной частью поступающего углеводородного газа и образующуюся смесь газов направляют в скважину. 6. Способ по пп.1 5, отличающийся тем, что породу продуктивного пласта вокруг скважины нагревают за счет тепла, выделяющегося в результате химических реакций между последовательно закачанными в продуктивный пласт реагентами, например, аммиаком и соляной кислотой, причем в пласт их подают в смеси с газом. 7. Способ по пп.1 6, отличающийся тем, что перед подачей газа в скважину в верхнем интервале продуктивного пласта создают при помощи гидравлического разрыва пласта горизонтальную трещину, через которую затем осуществляют закачку газа в продуктивный пласт, а нагрев породы продуктивного пласта и отбор из него нефти осуществляют в интервале этого же продуктивного пласта ниже упомянутой горизонтальной трещины. 8. Способ по пп. 1 6, отличающийся тем, что перед закачкой в скважину газа в продуктивном пласте создают при помощи гидравлического разрыва пласта вертикальную трещину, через которую затем осуществляют последовательно закачку газа, нагрев породы продуктивного пласта и отбор из него нефти, причем в неоднородном пласте вертикальную трещину ориентируют в сторону отложений, имеющих повышенную проницаемость породы нефтенасыщенного коллектора. 9. Способ по пп.1 6, отличающийся тем, что при горизонтальном расположении участка ствола добывающей скважины в среднем или нижнем интервалах продуктивного пласта газовую оторочку создают в верхнем интервале данного продуктивного пласта, нагревают породу вокруг горизонтального участка скважины, после чего отбор продукции осуществляют из этого пласта через горизонтальный участок ствола скважины. 10. Способ по пп.1 6, отличающийся тем, что при горизонатальном расположении участка ствола добывающей скважины в верхнем интервале продуктивного пласта газовую оторочку создают в нижнем интервале продуктивного пласта, нагревают породу вокруг горизонтального участка скважины, после чего отбор продукции осуществляют из данного пласта через горизонтальный участок ствола скважины. 11. Способ по пп.1 10, отличающийся тем, что перед закачкой газа в продуктивный пласт вводят смесь газа с кислотным раствором, например, смесь углеводородного газа с соляной кислотой. 12. Способ по пп.1 5, 7 11, отличающийся тем, что после закачки в продуктивный пласт газа для нагрева призабойной зоны пласта последовательно закачивают в продуктивный пласт суспензию на основе алюминиевой пудры и легкой углеводородной жидкости, буфер из нейтральной жидкости или газа, первую порцию раствора соляной кислоты, раствор карбамида, вторую порцию раствора соляной кислоты, которую продавливают в пласт газом, выдерживают скважину закрытой для протекания химических реакций, после чего осуществляют регулируемый отбор из скважины закачанного газа, продуктов химических реакций воды и пластовых флюидов.