СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ПАРАФИНИСТОЙ НЕФТИ Российский патент 1997 года по МПК E21B43/24 

Предлагаемое изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке месторождения нефти, насыщенной парафином.

Известен способ разработки, предусматривающий нагрев воды в скважине [1] Недостатком способа является низкий темп отбора нефти.

Известен способ разработки парафинистой нефти, использующий нагрев нагнетаемой воды от горных пород. При движении по стволу нагнетательной скважины до забоя она нагревается глубинным теплом Земли до температуры не ниже температуры выделения из нефти парафина. Длину пути движения закачиваемой воды и ее расход определяют в зависимости от теплофизических свойств и температур горных пород. С учетом этого проводят наклонную нагнетательную скважину под углом к вертикали, обеспечивающим необходимую длину пути прохождения воды [2]
В указанном способе, как показали расчеты, для получения на забое нагнетательной скважины температуры закачиваемой воды, равной или выше заданной температуры, приходится иметь большую длину наклонной нагнетательной скважины по сравнению с вертикальной. Это приводит к увеличению стоимости проводки скважины. Другим недостатком способа является небольшая зона воздействия охвата процессом вытеснения.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки залежи парафинистой нефти с закачкой воды через нагнетательную скважину с горизонтальным участком, пробуренным по кровле залежи [3] - прототип.

Недостатком известного способа является большая длина горизонтального участка нагнетательной скважины и невысокая нефтеотдача пласта.

Целью предлагаемого изобретения является уменьшение длины скважины, увеличение зоны воздействия охвата процессом вытеснения, темпов отбора нефти и повышение нефтеотдачи пластов.

Поставленная цель достигается тем, что производят отбор нефти через добывающие скважины в закачку воды через, по крайней мере, одну нагнетательную скважину, пробуренную вертикально до кровли залежи, затем горизонтально по кровле с входом в продуктивный пласт, а после ствола скважины, пробуренного вертикально, ствол разветвляют на горизонтальные радиальные участки, причем минимальную длину горизонтального участка выбирают из условия обеспечения нагрева закачиваемой в залежь воды на входе в пласт на каждом из разветвленных стволов до температуры не менее температуры выпадения парафина из следующих соотношений:

где β показатель теплопередачи от окружающих горных пород, 1/м;
l_n средний коэффициент теплопроводности окружающих скважину горных пород, Вт/(м•^oC);
Q расход закачиваемой воды на устье скважины, м³/с;
C_рв•ρ_в объемная удельная теплоемкость закачиваемой воды, Дж/(м³•^oC);
a_n средний коэффициент температуропроводности окружающих скважину горных пород, м²/с;
τ время закачки воды, необходимое для создания оторочки, с;
d диаметр горизонтального ствола, м;

где L_n минимальная длина горизонтального участка, м;
θ_o температура геотермального поля Земли, приведенная к поверхностному слою, ^oC;
t_L температура воды, поступающей в пласт, ^oC;
n количество ветвлений горизонтальных отводов, равное или большее двух;
Г планетарный геотермальный градиент Земли, ^oC/м;
t_вх температура на входе в горизонтальный участок, ^oC, определяемая по формуле:

где t_у температура закачиваемой воды на устье скважины, ^oC;
H глубина залегания пласта, м.

Существенными признаками изобретения являются:
1. закачка воды через, по крайней мере, одну нагнетательную скважину, пробуренную вертикально до кровли залежи, затем горизонтально по кровле с входом в продуктивный пласт;
2. отбор нефти через добывающие скважины;
3. разветвление ствола нагнетательной скважины после вертикального участка на горизонтальные радиальные участки;
4. определение минимальной длины горизонтального участка по специальной формуле.

Признаки 1, 2 являются общими с прототипом, признаки 3, 4 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Для разработки залежей нефтей, насыщенных парафином, по предлагаемому способу выбирают сетку размещения нагнетательных скважин. Определяют пластовое давление и температуру пласта, температуру насыщения нефтей парафином (температуру выпадения парафина), геотермальный градиент температур и величины теплофизических свойств горных пород на различной глубине.

Скважину пробуривают вертикально до кровли продуктивного пласта, задаются расходом закачиваемой в нагнетательную скважину воды и количеством ветвлений горизонтальных стволов, равных или больших двух.

Закачиваемая в нефтяную залежь ненагретая вода при прохождении от устья до конца вертикального ствола и затем через несколько стволов многоствольного горизонтального ее участка нагревается в результате теплообмена с окружающими скважину породами и поступает в перфорированные интервалы пласта с температурой не ниже температуры выпадения парафина. При этом общий поток в вертикальном стволе скважины при переходе на горизонтальные участки ствола разделяется на несколько потоков меньшей интенсивности, обратно пропорциональной числу ветвлений, и нагрев воды происходит в каждом из отдельно взятых ветвей ствола, что способствует повышению теплообмена с окружающими горными породами.

Степень нагрева воды на пути ее движения от устья до забоя скважины зависит от теплофизических свойств горных пород, температуры закачиваемой воды на устье скважины, геотермального градиента Земли и длины горизонтального ствола, задаются расходом воды в нагнетательной скважине и числом ветвлений горизонтальных стволов, равных или больших двух.

Определяют температуру нагнетаемой воды в конце вертикального участка перед входом в горизонтальный ствол по формуле

где t_у температура закачиваемой воды на устье нагнетательной скважины, ^oC;
θ_o температура нейтрального слоя Земли, приведенная к устью скважины, ^oC;
β показатель теплопередачи от окружающих горных пород при движении воды в вертикальном стволе скважины, 1/м;
Г геотермальный градиент Земли, ^oC;
H глубина залегания пласта, м.

Величину b вычисляют по формуле:

где λ_n средний коэффициент теплопроводности окружающих горных пород, Вт/(м•^oC);
Q расход закачиваемой воды, м³/c;
C_рв•ρ_в объемная удельная теплоемкость закачиваемой воды, Дж/(м³•^oC);
a_n средний коэффициент температуропроводимости окружающих скважину горных пород, м²/с;
τ время закачки воды, необходимой для создания оторочки, с;
d диаметр скважины на горизонтальном участке, м.

Для n стволов многоствольного горизонтального участка скважины, где n больше или равно двум, при расходе воды на устье, равным Q м²/с, расход воды по отдельно взятому стволу составит:
q_n Q/n, (3)
где
q_n расход воды по одному стволу горизонтального участка скважины, м³/с; n количество горизонтальных стволов.

Подставляя в формулу для определения показателя теплопередачи (2) вместо Q его значения для одного ствола многоствольного горизонтального участка скважины, получают при тех же теплофизических свойствах горных пород и других следующее выражение:
b_n= n•β (4),
где β_n показатель теплопередачи от горных пород в горизонтальном стволе, 1/м.

Формулу для минимальной длины горизонтального ствола получают в виде:

где L_n минимальная длина горизонтального ствола, м;
t_L температура нагрева воды перед закачкой в пласт, ^oC.

Задают температуру нагрева воды перед закачкой ее в пласт, равную или превышающую температуру выпадения парафина.

Далее определяют минимальную длину горизонтального участка. Для этого уточняют новое значение β_n по формуле (4) в связи с уменьшением расхода воды в горизонтальных стволах в сравнении с расходом по вертикальному стволу по формуле (3). Эти данные подставляют в формулу 5 и находят минимальную длину горизонтального ствола L_n.

Добуривают нагнетательную скважину n горизонтальными стволами расчетной длины и производят закачку воды в нагнетательную скважину и отбор нефти из добывающих скважин.

Сопоставление с прототипом.

Предлагаемое изобретение сопоставляют с прототипом по двум направлениям.

Согласно первому направлению для обеспечения одинакового технологического воздействия с предлагаемым способом, к каждой точке ввода воды в пласт проводят отдельную нагнетательную скважину с расходом воды, равным расходу через один из горизонтальных стволов. Всего потребуется n таких скважин.

При втором направлении сопоставления с прототипом предусматривают закачку воду через одну нагнетательную скважину, соответствующую прототипу с расходом, равным суммарному расходу по всем горизонтальным стволам приемистости скважины, и с длиной горизонтального участка, обеспечивающей нагрев нагнетаемой воды до той же температуры как и в предлагаемом способе.

По первому пути сопоставления для осуществления вытесняющего водовоздействия на залежь парафинистой нефти по прототипу, одинакового с предлагаемым способом, потребуется скважин (по числу входов в пласт), вместо одной. По прототипу каждая скважина состоит из вертикального ствола и горизонтального участка. Общая длина таких скважин, противопоставляемых предлагаемому способу, составит
L_общ n•(H + L_n),
где L_общ общая длина скважин, эквивалентных по воздействию на пласт одной скважины предлагаемого способа, м.

Длина одной скважины по предлагаемому способу L_пс равна, м
L_пс= H + n•L_n. (7)
Отличие предлагаемого способа от прототипа состоит в том, что n вертикальных стволов скважин, проведенных согласно прототипу, объединяют в один общий вертикальный ствол, что дает технико-экономический эффект, реализуемый в виде уменьшения длины проходки горных пород на величину, равную
L_эк (n-1)•H, (8)
где L_эк уменьшение пути проходки горных пород в сравнении с прототипом, мс.

Экономия на бурении по предлагаемому способу имеет стоимостное выражение в виде уменьшения затрат, либо ее реализуют в виде бурения дополнительных скважин в случае применения предлагаемого способа вместо прототипа. При этом учитывают разницу в длинах и стоимости бурения вертикальных и горизонтальных стволов через коэффициенты r и k, где r отношение длины горизонтального участка скважины к высоте вертикального ствола
r L_n/H, (9)
k коэффициент превышения стоимости бурения 1 м горизонтального ствола над стоимостью бурения 1 м вертикального ствола. Через эти соотношения приходят к выражению стоимости проводки скважин через один эквивалент σ - стоимость проходки 1 м вертикального ствола.

Из формул (6), (9) получают:
S_пр = n•H•(1 + r•к)•σ (10),
где S_пр стоимость строительства скважин согласно прототипу для реализации воздействия на пласт, одинакового с предлагаемым способом.

Для стоимости проводки скважины по предлагаемому способу получают соотношение из формул (7), (9):
S_пс = H•(1 + n•r•к)•σ (11),
где S_пс стоимость строительства одной скважины по предлагаемому способу.

От уменьшения длины проходки горных пород получают экономию, определяемую из формул (8), (9):
S_эк = (n - 1)•H•σ (12),
где S_эк экономия затрат при применении предлагаемого способа.

Объем дополнительного бурения скважин при использовании предлагаемого способа вместо прототипа, определяют из соотношения между формулами (12) и (11):
,
где N количество дополнительных скважин, которые можно пробурить по предлагаемому способу взамен прототипа. Величина N, как правило, не равна целому числу и может быть как больше, так и меньше единицы. В любом случае дополнительное бурение реализуют в виде более активного, в сравнении с прототипом, заводнения, приводящего к увеличению темпа отбора нефти и повышению нефтеотдачи.

По второму пути сопоставления с прототипом определяют длину горизонтального ствола, обеспечивающего нагрев закачиваемой воды при том же расходе, что и приемистость скважины в предлагаемом способе.

Пример конкретной реализации способа.

Нефтяную залежь разрабатывают в режиме поддержания пластового давления. Отбирают нефть через 86 добывающих скважин. Закачивают воду через 18 нагнетательных скважин. Одну из нагнетательных скважин проводят в соответствии с изобретением.

Пласт, содержащий высокопарафиновую нефть, с температурой выпадения парафина t_L 70^oC расположен на глубине H 2800 м. Удельная объемная теплоемкость нагнетаемой воды C_рв•ρ_в 4,2•10⁶ Дж/(м³•^oC). Температура воды на устье скважины t_у= 24^oC, температура нейтрального слоя Земли на поверхности равна Q₀=15^oC, пластовая температура равна 84^oC.

Геотермальный градиент теплового поля Земли составляет Г 0,03^oC/м, коэффициенты теплопроводности и температуропроводности горных пород соответственно равны λ_n 1,6 Вт/(м•^oC) и a_п 8•10^-7 м²/с. Диаметр обсадной колонны d 0,168 м, время закачки воды для создания оторочки τ 3,3•10⁶ с.

На месторождении осуществляют энергосберегающую технологию закачки воды без нагрева ее на поверхности. В соответствии с предлагаемым способом должны производить закачку воды в нагнетательную скважину с вертикальным отводом и через многоствольный горизонтальный участок с количеством стволов, равным 6.

Закачку воды производят с расходом на устье 200 м³/сут, что соответствует величине 2,2•10^-3 м/с в размерности, используемой в формуле (2). При этом расходе воды в нагнетательной скважине должны получать температуру нагрева закачиваемой в пласт воды не меньшей температуры начала выпадения парафина, равной 70^oC в соответствии с необходимым нагревом, обеспечивающим предупреждение выпадения парафина при температурах, меньше указанной.

По формуле (2) определяют показатель теплопередачи от горных пород к воде, движущейся в нагнетательной скважине:

По формуле (1) определяют нагрев нагнетаемой воды при движении в вертикальном стволе скважины до входа в разветвляющиеся горизонтальные участки:

Минимальную длину ствола определяют по формуле (5) с учетом того, что температура воды, поступающей в пласт, должна быть не меньше температуры выпадения парафина из нефти:
.

Добурив скважину после вертикального ствола шестью горизонтальными стволами, ориентированными по кровле пласта, каждый из которых имеет длину, равную расчетной длине 334 м, с последующим вертикальным входом в пласт, осуществляют закачку воды в нагнетательную скважину без подогрева ее на поверхности и отбор нефти из добывающих скважин.

Полученный результат применения предлагаемого способа сопоставляют с прототипом.

При изложении сущности изобретения рассмотрены два направления сопоставления. Согласно первому направлению вместо одной скважины по предлагаемому способу разбуривают n 6 скважин, каждая из которых имеет горизонтальный участок той же длины L_n 334 м и подведена к одной из точек ввода воды в пласт. Это условие обеспечивает полную идентичность технологического воздействия прототипа предлагаемому способу. Задают дополнительные исходные данные, необходимые для расчета.

Разбуривают скважину, имеющую 6 стволов, т.е. n 6. Глубина залегания пласта в 8 раз превосходит длину горизонтального ствола, откуда получают τ 0,125.

Из опыта строительства скважин известно, что стоимость бурения 1 м горизонтального ствола превосходит в 1,56 раз стоимость бурения 1 м вертикального ствола, на основании чего принимают K 1,56.

По этим исходным данным из формулы (13) определяют величину
.

По сравнению с прототипом применение предлагаемого способа обеспечивает дополнительное увеличение объема бурения более чем в 2 раза, вследствие чего интенсивность воздействия на пласт в виде повышения объема закачки воды, нагреваемой геотермальным теплом Земли, в залежь парафинистой нефти увеличивают в сравнении с прототипом более чем в 3 раза при тех же затратах.

Согласно второму направлению сопоставления с прототипом нагрев закачиваемой воды производят в нагнетательной скважине с горизонтальным участком, причем для соблюдения идентичности условий применения прототипа и предлагаемого способа приемистости скважин, теплофизические свойства горных пород и другие параметры принимаются одинаковыми. Для этих условий длину горизонтального ствола определяют по формуле:

где L₁ длина горизонтального ствола по прототипу, м;
Q_k температура геотермального поля, приведенная к глубине залегания пласта.

Таким образом, для получения той же температуры нагрева при реализации способа по прототипу потребуется скважина с длиной горизонтального участка 2000 м в сравнении с длиной 334 м по предлагаемому способу. Бурение горизонтального участка такой длины как по прототипу 2000 м представляет значительные технические трудности, в том числе в вопросах навигации проводки скважины, в сравнении с длиной горизонтального участка 334 м по предлагаемому способу, что указывает на его преимущества.

Кроме того, в этом случае применение прототипа не обеспечивают одинаковые условия технологического воздействия на пласт. Если по прототипу производят закачку воды в одной точке, то по предлагаемому способу многоствольного ветвления горизонтального участка нагнетательной скважины создают кольцевую зону нагрева пласта, образованную концами горизонтальных стволов, закачиваемой водой, нагретой на входе в пласт до температуры, равной или выше температуры выпадения парафина. Радиус кольцевой зоны по данным примера реализации составил 334 м. Предлагаемая система нагрева аналогична укрупненной скважине диаметром около 600 м, которую известными техническими средствами реализовать невозможно. Такая скважина обеспечивает формирование близкого к круговому фронту вытеснения с температурой, соответствующей условию разработки залежи с парафинистой нефтью, репрессионной воронки избыточного давления и фронта вытеснения того же диаметра, что способствует увеличению вытеснения нефти в сравнении с точечным воздействием на пласт по прототипу, увеличивает вытесняющее воздействие нагнетаемой воды и тем самым способствует увеличению нефтеотдачи пласта. При этом с уменьшением ствола горизонтального участка нагнетаемой скважины уменьшаются потери давления на трение при движении воды на горизонтальном участке скважины из-за уменьшения расхода.

Кроме того, для закачки воды в пласт потребуется меньшая репрессия давления, что создает возможность уменьшения давления закачки и экономию энергии, затрачиваемой на нагнетание воды.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке месторождений нефти, насыщенной парафином. Из залежи производят отбор нефти через добывающие скважины и закачку воды через по крайней мере одну нагнетательную скважину. Нагнетательная скважина пробурена вертикально до кровли залежи, затем горизонтально по кровле с входом в продуктивный пласт. После ствола скважины, пробуренного вертикально, ствол разветвляют на горизонтальные радиальные участки. Минимальную длину горизонтального участка выбирают из условия обеспечения нагрева закачиваемой в залежь воды на входе в пласт на каждом из разветвленных стволов до температуры не менее температуры выпадения парафина. Определение минимальной длины производят по специальным формулам.

Способ разработки залежи парафинистой нефти, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку воды через по крайней мере одну нагнетательную скважину, пробуренную вертикально до кровли залежи, затем горизонтально по кровле с входом в продуктивный пласт, отличающийся тем, что после ствола скважины, пробуренного вертикально, ствол разветвляют на горизонтальные радиальные участки, причем минимальную длину горизонтального участка выбирают из условия обеспечения нагрева закачиваемой в залежь воды на входе в пласт на каждом из разветвленных стволов до температуры не менее температуры выпадения парафина из следующих соотношений:

где β - показатель теплопередачи от окружающих горных пород, 1/м;
λ_n - средний коэффициент теплопроводности окружающих скважину горных пород, Вт/(м • ^oС);
Q расход закачиваемой воды на устье скважины, м³/с;
C_рв•ρ_в - объемная удельная теплоемкость закачиваемой воды, Дж/(м³ • ^oС);
a_n средний коэффициент температуропроводности окружающих скважину горных пород, м²/с;
τ - время закачки воды, необходимое для создания оторочки, с;
d диаметр горизонтального ствола, м;

где L_n минимальная длина горизонтального участка, м;
θ_o - температура геотермального поля Земли, приведенная к поверхностному слою, ^oС;
t_i температура воды, поступающей в пласт, ^oС;
n количество ветвлений горизонтальных стволов, равное или больше двух;
Г планетарный геотермальный градиент Земли, ^oС/м;
t_в х температура на входе в горизонтальный участок, ^oС,
определяемый по формуле

где t_у температура закачиваемой воды на устье скважины, ^oС;
Н глубина залегания пласта, м.