СПОСОБ ДОБЫЧИ УГЛЕВОДОРОДОВ ИЗ ПОДЗЕМНОЙ ЗАЛЕЖИ ГУДРОННОГО ПЕСКА ИЛИ ЗАЛЕЖИ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ Российский патент 1997 года по МПК E21B43/24 

Изобретение относится к способу добычи углеводородов из подземной залежи гудронного песка или залежи тяжелой нефти. Эта залежь содержит нефть, вязкость которой такова, что залежь первоначально может оказаться непроницаемой. Для получения углеводородов из такой залежи вязкость нефти необходимо понизить, что может быть осуществлено нагреванием залежи.

Известен способ добычи залежи углеводородов из подземной залежи гудронного песка или залежи тяжелой нефти (патент Канады N 1130201, кл. E 21 B 43/24, 1982).

Этот способ включает бурение и подготовку к эксплуатации пары скважин, которая состоит из нагнетательной скважины, заканчивающейся в залежи, и добывающей скважины, заканчивающейся в залежи ниже уровня нагнетательной скважины, создание проницаемой зоны между нагнетательной скважиной и добывающей скважиной за счет нагнетания водяного пара в нагнетательную скважину и добывающую скважину.

После создания между нагнетательной скважиной и добывающей скважиной проницаемой зоны подачу пара в добывающую скважину прекращают и подают водяной пар только в нагнетательную скважину, а по добывающей скважине извлекают углеводороды.

Пар, который был нагнетен в скважину, образует паросодержащую нагретую зону вдоль нагнетательной скважины, и углеводороды, которые становятся подвижными в нагретой залежи, дренируют через нагретую зону к добывающей скважине, которую располагают ниже нагнетательной скважины. Поэтому этот способ относится к способу дренажа при содействии пара. Эффект пара заключается главным образом в продвижении в вертикальном направлении вниз.

Вышеописанный известный способ не является достаточно эффективным. Техническим результатом изобретения является увеличение добычи углеводородов из подземной залежи гудронного песка или залежи тяжелой нефти.

Этот технический результат достигается тем, что в способе добычи углеводородов из подземной залежи гудронного песка или залежи тяжелой нефти, содержащей бурение и подготовку к эксплуатации нагнетательной скважины, которая заканчивается в залежи, и добывающей скважины, которая заканчивается в залежи ниже уровня нагнетательной скважины, создание проницаемой зоны между нагнетательной и добывающей скважинами, согласно изобретению бурение и подготовку к эксплуатации осуществляют по меньшей мере двумя парами скважин, где каждая пара включает нагнетательную скважину, заканчивающуюся в залежи, и добывающую скважину, заканчивающуюся в залежи ниже уровня нагнетательной скважины, причем вторая пара скважин обращена к первой паре скважин, создают проницаемую зону между нагнетательной скважиной и добывающей скважиной каждой пары скважин, нагнетание водяного пара осуществляют по нагнетательным скважинам, одновременное извлечение углеводородов осуществляют по добывающим скважинам, при этом давление нагнетания в нагнетательной скважине первой пары скважин превышает давление нагнетания в нагнетательной скважине второй пары скважин.

Из вышеописанного ясно, что усовершенствование известного способа состоит в том, что бурят и готовят к эксплуатации по крайней мере две пары скважин, и давление нагнетания нагнетательной скважины первой пары скважин выше, чем давление нагнетания нагнетательной скважины второй пары скважин.

Эффект нагнетания водяного пара под различными давлениями заключается в том, что содержащая водяной пар зона нагнетательной скважины первой пары скважин в дальнейшем увеличивается внутри залежи в направлении от этой нагнетательной скважины к нагнетательной скважине второй пары скважин. Таким образом, эффект пара заключается также с продвижении в горизонтальном направлении от первой пары скважин ко второй паре скважин. Следовательно, способ согласно изобретению будет обеспечивать увеличение добычи углеводородов.

На фиг.1 представлено схематическое аксонометрическое изображение подземной залежи гудронного песка с двумя парами скважин; на фиг.2 - схематическое изображение в вертикальном разрезе подземной залежи гудронного песка, показанной на фиг. 1; на фиг.3 схематическое аксонометрическое изображение подземной залежи гудронного песка с тремя парами скважин; на фиг.4 схема размещения на поверхности четырех рядов скважин.

Подземная залежь 1 гудронного песка (фиг.1) проходит под слоем 2 покрывающей формации. Этот слой 1 достигает поверхности (не показана). От поверхности до залежи 1 пробурены две скважины, из которых первая пара 3 включает в себя скважины 4 и 5, а вторая пара 6 включает в себя скважины 7 и 8. Каждая из пар 3 и 6 скважин включает в себя нагнетательную скважину соответственно 4 или 7, заканчивающуюся в залежи 1, и добывающую скважину соответственно 5 или 8, заканчивающуюся также в залежи 1, но на уровне ниже концов нагнетательных скважин 4 и 7. Вторая пара 6 скважин обращена к первой паре 3 скважин.

Каждая скважина 4,5,7,8 имеет горизонтальный концевой участок 9,10,II, 12, соответственно, который расположен в подземной залежи 1 гудронного песка. На фиг.1 пунктирными линиями обозначены те участки скважины, которые находятся ниже верхнего уровня залежи 1 гудронного песка. Каждая из скважин 4,5,7,8 снабжена обсадной трубой (не показана), которая проходит на всю глубину и перфорирована в зоне горизонтальный концевых участков соответственно 9,10,11,12. Кроме того, каждая из скважин 4,5,7,8 снабжена трубопроводом (не показан), который размещен в ней и проходит в горизонтальном концевом участке соответственно 9,10,11,12.

В ходе проведения процесса в нормальных условиях между нагнетательной скважиной соответственно 4 или 7 и добывающей скважиной соответственно 5 или 8 в первоначально непроницаемой залежи 1 гудронного песка создается проницаемая зона. Создание проницаемых зон включает в себя циркулирование водяного пара по нагнетательным скважинам 4 и 7 и осуществление поочередного нагнетания водяного пара и извлечения углеводородов по добывающим скважинам 5 и 8. Циркулирование водяного пара по скважине достигается нагнетанием водяного пара по трубопроводу, проходящему по скважине, и извлечением текучей среды через кольцевой зазор между трубопроводом и обсадной трубой скважины или путем нагнетания водяного пара через этот кольцевой зазор и извлечения текучей среды по трубопроводу. Поочередное нагнетание водяного пара и извлечение углеводородов по добывающим скважинам 5 и 8 можно прервать на период времени, в течение которого добывающие скважины 5 и 8 закрыты таким образом, что эти добывающие скважины 5, 8 работают в соответствии с методом вымачивания водяным паром или по методу вдох-выдох. Поочередное нагнетание водяного пара и извлечение углеводородов по добывающей скважине 5 могут быть осуществлены в фазе с поочередными нагнетанием водяного пара и извлечением углеводородов по добывающей скважине 8 или не совпадать по фазе. Вследствие этого при нагнетании по добывающей скважине 5 углеводороды извлекают по скважине 8 с последующим обратным циклом.

Когда между нагнетательными скважинами 4,7 и добывающими скважинами 5,8 создается проницаемая зона, нагнетание водяного пара по добывающим скважинам 5 и 8 прекращают и начинают дренаж при содействии водяного пара в соответствии с настоящим изобретением. С этой целью по нагнетательным скважинам 4 и 7 нагнетают водяной пар, одновременно углеводороды извлекают по добывающим скважинам 5 и 8, причем давление нагнетания в нагнетательной скважине 4 первой пары 3 скважин превышает давление нагнетания в нагнетательной скважине 7 второй пары 6 скважин.

Во время дренажа самотеком при содействии водяного пара в соответствии с настоящим изобретением водяной пар по горизонтальным участкам 9 и 11 (фиг.2) нагнетательных скважин 4, 7 поступает в залежь 1, в результате чего образуются содержащие водяной пар зоны 13 и 14. Вследствие перепада давлений нагнетания содержащая водяной пар зона 13 способна расширяться и превосходить по размерам содержащую водяной пар зону 14. Таким путем достигается нагрев более значительной части залежи, чем в соответствии с обычным методом. Таким образом, при осуществлении способа настоящего изобретения создается более значительная зона, содержащая водяной пар, что позволяет увеличить добычу и сделать эту добычу более эффективной. Эти усовершенствования проиллюстрированы в нижеследующем гипотетическом примере.

Для сопоставления предлагаемого и известного способов провели исследования с числовой имитацией. Существующие в залежи условия были идентичными условиям для канадской залежи гудронного песка в Пис Ривер. В залежи гудронного песка с толщиной формации 26 м на глубине приблизительно 570 м разместили две пары скважин, длина горизонтальных скважин составила 790 м. Горизонтальные участки добывающих скважин проходили приблизительно на 10 м ниже горизонтальных участков нагнетательных скважин. Расстояние между обеими парами горизонтальных участков составляло 64 м.

Путь для нефтепродуктов создавали следующим образом. Вначале в нагнетательных скважинах циркулировал водяной пар при температуре 260^oC, что позволяло нагревать формацию, окружающую нагнетательные скважины 4 и 7, и получать нагретую текучую среду с понижением увеличения давления в залежи. Это продолжалось в течение одного года. В течение этого периода времени добывающая скважина 5 подвергалась циклическому воздействию то нагнетания водяного пара, то извлечению продукции. После этого 90%-ный водяной пар (водяной пар, содержащий 10 мас. воды в жидкой фазе) нагнетали по добывающей скважине 5, а текучую среду извлекали по добывающей скважине 8 в течение 60 дней. Затем в течение 60 дней осуществляли обратный цикл. Такой 120-дневный цикл нагнетания и извлечения повторили дважды.

Далее начинали дренаж самотеком при содействии водяного пара. В эталонном случае водяной пар нагнетали по нагнетательным скважинам 4 и 7 под давлением нагнетания 4000 кПа, а текучую среду извлекали по добывающим скважинам 5 и 8. По завершении 10-летного периода времени эффективность извлечения составила 0,62. Эта эффективность извлечения представляет собой количество добытого гудрона, деленное на количество гудрона, первоначально содержавшееся в залежи а общее количество добытых нефтепродуктов составило 184000 м³.

Дренаж самотеком при содействии водяного пара в соответствии с изобретение осуществляют после подготовки пути, как это указано выше, путем нагнетания водяного пара по нагнетательной скважине 4 под давлением в 4000 кПа и по нагнетательной скважине 7 под давлением в 3500 кПа. В конце 10-летнего периода эффективность добычи составляла 0,90, а совокупная добыча нефтепродуктов была равной 267000 м³.

Перепад давления нагнетания между смежными нагнетательными скважинами 4, 7 может находиться в интервале от 50 до 2000 кПа.

При осуществлении способа, который описан со ссылками на фиг. 1 и 2, было использовано только две пары скважин. Необходимо принять во внимание, что можно также использовать дополнительную пару 15 скважин 16,17, как это показано на фиг.3. Нагнетательной скважиной при этом является скважина 16, а добывающей скважиной служит скважина 17. Эта дополнительная пара 15 скважин обращена ко второй паре 6 скважин.

Такая дополнительная пара 15 скважин является первой парой скважин относительно второй пары 6 скважин. Благодаря этому после создания между нагнетательными скважинами 4,7 и 16 и добывающими скважинами 5,8 и 17 проницаемой зоны, как это описано выше, в ходе проведения процесса добычи в нормальных условиях давления нагнетания водяного пара в нагнетательных скважинах 4,7,16 подбирают таким образом, чтобы давление нагнетания в нагнетательных скважинах 4 и 16 превышало давление в нагнетания в нагнетательной скважине 7. Приемлемая разница давлений при этом составляет от 50 до 2000 кПа.

Кроме того, справа от дополнительной пары 15 скважин можно предусмотреть также наличие еще одной пары скважин (не показана), которая будет служить второй парой скважин относительно дополнительной пары 15 скважин. В случае использования большего числа пар скважин нумерацию первой и второй пар скважин производят, придерживаясь изложенного принципа.

На фиг. 4 представлена схема размещения на поверхности четырех рядов скважин, обозначенных позициями 18,19,20,21.

Каждый ряд 18,19,20,21 включает в себя две пары скважин, каждая из которых имеет нагнетательную скважину соответственно 22 или 23,24 или 25,26 или 27,28 или 29, и добывающую скважину соответственно 30 или 31 32 или 33,34 или 35,36 или 37.

Нагнетательные скважины 22-29 заканчиваются в залежи (не показана), добывающие скважины 30-37 заканчиваются внутри залежи на уровне ниже концов нагнетательных скважин 22-29.

Ряд 19 скважин обращен к ряду 18 скважин, причем ряд 19 является вторым рядом относительно ряда 18. Ряд 20, обращенный к ряду 19, служит первым рядом скважин относительно ряда 19, а ряд 21 является вторым рядом скважин относительно ряда 20.

В ходе проведения процесса в нормальных условиях между нагнетательными скважинами 22-29 и добывающими 30-37 создаются проницаемые зоны, причем водяной пар циркулирует по нагнетательным скважинам 22-29, а по добывающим скважинам 30-37 попеременно то нагнетают водяной пар, то добывают углеводородные продукты.

После этого водяной пар нагнетают по нагнетательным скважинам 22-29, где давление нагнетания в нагнетательных скважинах, относящихся к первым рядам 18 и 20 скважин, превышает давление нагнетания в нагнетательных скважинах вторых рядов 19,21 скважин.

Приемлемая разница давления нагнетания между смежными нагнетательными скважинами составляет от 50 до 2000 кПа.

В приемлемом варианте нагнетательная скважина и добывающая скважина пары скважин имеют горизонтальные концевые участки (не показаны), которые проходят внутри залежи. Эти горизонтальные концевые участки могут быть параллельными между собой и горизонтальный концевой участок добывающей скважины может проходить в направлении, аналогичном направлению горизонтального концевого участка нагнетательной скважины. В приемлемом варианте скважины в ряду скважин расположены таким образом, что направления горизонтальных концевых участков этих скважин практически совпадают с направлением ряда.

Такие скважины снабжены горизонтальными концевыми участками, причем часть обсадной трубы такого горизонтального концевого участка перфорирована. По меньшей мере часть перфорированной обсадной трубы может быть заменена втулкой, которая находится в горизонтальном участке скважины.

Эти скважины могут быть также снабжены более чем одним трубопроводом, в частности двойным комплектом труб, благодаря чему нагнетание водяного пара можно производить по одному трубопроводу, а извлечение углеводородов по другому трубопроводу, а не по кольцевому зазору вокруг такого трубопровода.

Способ добычи углеводородов из подземной залежи гудронного песка или залежи тяжелой нефти, при осуществлении которого предусмотрены бурение и подготовка к эксплуатации первой пары скважин и второй пары скважин, где каждая пара включает в себя нагнетательную скважину, заканчивающуюся в залежи, и добывающую скважину, заканчивающуюся в залежи ниже уровня нагнетательной скважины, циркулирование водяного пара по нагнетательным скважинам и поочередные нагнетание водяного пара и извлечение углеводородов по добывающим скважинам и нагнетание водяного пара по нагнетательным скважинам с одновременной добычей углеводородов по добывающим скважинам, причем давление нагнетания в нагнетательной скважине первой пары скважин превышает давление нагнетания в нагнетательной скважине второй пары скважин. 7 з.п. ф-лы, 4 ил.

1. Способ добычи углеводородов из подземной залежи гудронного песка или залежи тяжелой нефти, содержащий бурение и подготовку к эксплуатации нагнетательной скважины, которая заканчивается в залежи, и добывающей скважины, которая заканчивается в залежи ниже уровня нагнетательной скважины, создание проницаемой зоны между нагнетательной и добывающей скважинами, отличающийся тем, что бурение и подготовку к эксплуатации осуществляют по меньшей мере двумя парами скважин, где каждая пара включает нагнетательную скважину, заканчивающуюся в залежи, и добывающую скважину, заканчивающуюся в залежи ниже уровня нагнетательной скважины, причем вторая пара скважин обращена к первой паре скважин, создают проницаемую зону между нагнетательной скважиной и добывающей скважиной каждой пары скважин, нагнетание водяного пара осуществляют по нагнетательным скважинам, одновременное извлечение углеводородов осуществляют по добывающим скважинам, при этом давление нагнетания в нагнетательной скважине первой пары скважин превышает давление нагнетания в нагнетательной скважине второй пары скважины. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при его осуществлении бурят по меньшей мере два ряда скважин, каждый из которых включает в себя по одной или несколько пар скважин, каждая пара которых включает в себя нагнетательную скважину, заканчивающуюся в залежи, и добывающую скважину, заканчивающуюся в залежи ниже уровня нагнетательной скважины, причем второй ряд скважин обращен к первому ряду скважин, где после создания проницаемой зоны между нагнетательными скважинами и соответствующими добывающими скважинами каждого ряда по нагнетательным скважинам нагнетают водяной пар, при этом давление нагнетания в нагнетательных скважинах, относящихся к первому ряду скважин, превышает давление нагнетания в нагнетательных скважинах второго ряда скважин. 3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что создание проницаемой зоны между нагнетательной скважиной и добывающей скважиной включает в себя циркулирование водяного пара по нагнетательным скважинам и поочередное нагнетание водяного пара и извлечение углеводородов по добывающим скважинам. 4. Способ по любому из пп.1 3, отличающийся тем, что при нагнетании водяного пара разница давлений нагнетания в смежных нагнетательных скважинах составляет 50 2000 кПа. 5. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что нагнетательная скважина и добывающая скважина пары скважин имеют горизонтальные концевые участки, которые проходят внутри залежи. 6. Способ по п.5, отличающийся тем, что горизонтальные концевые участки проходят параллельно между собой. 7. Способ по п.5 или 6, отличающийся тем, что горизонтальный концевой участок добывающей скважины проходит в направлении горизонтального концевого участка нагнетательной скважины. 8. Способ по п.7, отличающийся тем, что скважины в ряду скважин расположены так, что направления горизонтальных концевых участков скважин практически совпадают с направлением ряда.