СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ПАРАФИНИСТОЙ НЕФТИ Российский патент 1998 года по МПК E21B43/24 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам разработки месторождений нефти, насыщенных парафином.

Известен способ разработки, включающий закачку нагретой воды в нагнетательную скважину [1] Недостатком способа является его низкая эффективность и большие энергозатраты.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является способ разработки залежи парафинистой нефти, включающий закачку воды через по крайней мере одну нагнетательную скважину, пробуренную вертикально до кровли залежи, затем горизонтально по кровле с входом в продуктивный пласт, и отбор нефти через добывающие скважины [2]-прототип.

Недостатками прототипа являются:
1) большая длина горизонтального участка нагнетательной скважины для обеспечения нагрева воды до требуемой температуры выпадения парафина из нефти и как следствие необходимость больших давлений закачки воды в скважину, что обусловлено также тем, что вытеснение нефти водой происходит посредством закачки воды в одном месте входа в пласт нагнетательной скважины; в результате требуется большое время продвижения фронта вытеснения нефти водой к добывающим скважинам, что затрудняет сдвиг фронта вытеснения;
2) неравномерность прогрева нефти водой;
3) небольшая зона охвата процессом вытеснения.

В итоге снижается эффективность способа и повышаются энергозатраты.

Целью изобретения является повышение эффективности способа и снижение энергозатрат.

Поставленная цель достигается тем, что в известном способе разработки залежи парафинистой нефти, включающем закачку воды через по крайней мере одну нагнетательную скважину, пробуренную вертикально до кровли залежи затем горизонтально по кровле с входом в продуктивный пласт, и отбор нефти через добывающие скважины, согласно изобретению, задают начальный фронт вытеснения нефти водой, в качестве нагнетательных скважин используют скважины с несколькими горизонтальными стволами, проведенными по кровле пласта с входами в продуктивный пласт, причем входы в продуктивный пласт размещают по начальному фронту вытеснения нефти водой а расход воды по горизонтальным стволам нагнетательных скважин определяют по формуле:

где q_i расход воды в i-м горизонтальном стволе, м³/сут;
L_i длина i-го горизонтального ствола, м;
d_i диаметр i-го горизонтального ствола, м;
i номер горизонтального ствола скважины, изменяется от 1 до n;
n количество горизонтальных стволов
π = 3,14;
λ_п средний коэффициент теплопроводности окружающих скважину горных пород, Вт/(м•^oС);
C_рв•ρ_в объемная удельная теплоемкость закачиваемой воды, Дж/(м³•^oС);
а_п средний коэффициент температуропроводности окружающих скважину горных пород, м²/с;
τ время закачки воды, необходимое для создания оторочки нагретой воды, с;
C_o пропорциональный множитель, величину которого определяют из уравнения:

где θ_o температура нейтрального слоя Земли, приведенная к устью скважины, ^oC;
t_y температура закачиваемой воды на устье скважины, ^oC;
t_L температура воды, поступающей в продуктивный пласт, равная температуре насыщения нефти парафином, ^oC;
Г планетарный геотермальный градиент Земли, ^oС/м;
H глубина залегания пласта, м;
e 2,71;
β_o показатель теплопередачи от окружающих горных пород, 1/м, определяемый по формуле

где Q_o расход закачиваемой в нагнетательную скважину воды, м³/сут;

d_o диаметр вертикального ствола скважины, м.

Сущность изобретения заключается в следующем. В способе используют закономерность нагрева: чем меньше поток в горизонтальном стволе, тем быстрее нагрев. Уменьшение расхода в одноствольной скважине с целью ускорения нагрева нецелесообразно, поскольку при этом снижается темп вытеснения. Поэтому предложено разделение потоков при одном вертикальном стволе. При разделении потоков нагрев воды до заданной температуры (выпадения парафина) получают быстрее по каждому стволу, поэтому стволы становятся в несколько раз короче, чем в прототипе.

При разработке залежи нефтей, насыщенных парафином, закачиваемая в нагнетательную скважину ненагретая вода при прохождении от устья до конца вертикального ствола нагнетательной скважины и далее по каждому из ее нескольких горизонтальных стволов, нагревается в результате теплообмена с окружающими горными породами и поступает в пласт с температурой не ниже температуры выпадения парафина по всему контуру вытеснения нефти водой.

При этом общий поток воды в вертикальном стволе скважины, равный суммарному расходу по горизонтальным стволам, при переходе на горизонтальные участки ствола распределяют на несколько потоков меньшей интенсивности, с расходом по каждому участку, равным расчетному, и нагрев воды происходит в каждом из отдельных 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 участка скважины.

Расчет расхода воды по каждому из горизонтальных участков осуществляют по формуле:

где q_i расход воды в i-м горизонтальном стволе, м³/сут;
L_i длина i-го горизонтального ствола, м;
d_i диаметр i-го горизонтального ствола, м;
i номер горизонтального ствола скважины, изменяется от 1 до n;
n количество горизонтальных стволов;
π 3,14;
l_п средний коэффициент теплопроводности окружающих скважину горных пород, Вт/(м•^oС);
C_рв•ρ_в объемная удельная теплоемкость закачиваемой воды, Дж/(м³•^oС);
а_п средний коэффициент температуропроводности окружающих скважину горных пород, м²/с;
τ время закачки воды, необходимое для создания оторочки нагретой воды, с;
C_o пропорциональный множитель, величину которого определяют из уравнения, б/р

где
θ_o температура нейтрального слоя Земли, приведенная к устью скважины, ^oС;
t_y температура закачиваемой воды на устье скважины, ^oC;
t_L температура воды, поступающей в продуктивный пласт, равная температуре насыщения нефти парафином, ^oC;
Г планетарный геотермальный градиент Земли, ^oС/м;
H глубина залегания пласта, м;
e 2,71;
β_o показатель теплопередачи от окружающих горных пород, 1/м, определяемый по формуле

где Q_o расход закачиваемой в нагнетательную скважину воды, м³/сут;

d_o диаметр вертикального ствола скважины, м.

Осуществление способа поясняется на примере реализации.

Пример конкретной реализации способа.

Нефтяная залежь представляет собой однопластовый объект разработки толщиной 10 м, с пористостью 17% проницаемостью 0,24 мкм², терригенного строения, насыщенный высокопарафинистой (20% ), высоковязкой (68 мПа•с) нефтью с неньютоновскими свойствами.

В залежь закачивают воду в качестве рабочего агента через одну нагнетательную скважину, отбирают нефть через 8 добывающих скважин.

Пласт, содержащий высокопарафинистую нефть с температурой выпадения парафина 70^oС, расположен на глубине H 2800 м. Пластовая температура 82^oС.

Удельная объемная теплоемкость рабочего агента нагнетаемой воды равна C_рв•ρ_в 4,2•10⁶ Дж/•(м³•^oС). Температура воды на устье скважины равна t_y= 24^oC, температура нейтрального слоя Земли на поверхности равна θ_o 15^oС.

Геотермальный градиент теплового поля Земли составляет Г=0,03^oС/м, коэффициенты теплопроводности и температуропроводности горных пород соответственно равны λ_п1,6 Вт/(м•^oС) и а_п=8•10^-7 м²/с. Диаметр обсадной колонны равен d= 0,168 м, время закачки воды для создания оторочки нагретой воды равно τ 3,3•10⁶с.

На месторождении осуществляют энергосберегающую технологию закачки воды без нагрева ее на поверхности.

Предварительно из условий разработки задают начальный фронт вытеснения нефти водой. В примере он имеет кольцевую форму со средним диаметром 400 м, охватывающую группу из 4 добывающих скважин, расположенных в середине залежи. Причем вертикальный ствол нагнетательной скважины располагают вне кольцевой зоны с тем, чтобы не захолаживать середину залежи при нагреве воды в горизонтальных стволах, на небольшом (70 м) расстоянии от кольца. Остальные 4 добывающие скважины расположены вне кольцевой зоны.

Нагнетательную скважину с поверхности Земли проводят вертикально до глубины 2795 м до кровли пласта и обсаживают колонной с внутренним диаметром 0,168 м. Для формирования фронта вытеснения, соответствующего условиям разработки, от нижней части вертикального ствола проводят 7 горизонтальных стволов вдоль кровли продуктивного пласта с вертикальными (в примере) входами в продуктивный пласт.

Длина L_i каждого из горизонтальных стволов равна расстоянию от основания вертикальной скважины до пересечения с начальным фронтом вытеснения нефти водой, где i меняется от 1 до 7.

Длины горизонтальных стволов равны соответственно 200, 150, 350, 70, 400, 200, 380 м. Диаметры труб горизонтальных стволов равны соответственно 0.149, 0.149, 0.168, 0.149, 0.168, 0.168, 0.168 м (выбирают в соответствии с особенностями проводки горизонтальных стволов).

В месте перехода вертикального ствола скважины в горизонтальные стволы устанавливают известное устройство распределения потоков, состоящее из набора пакеров, штуцеров и распределительных шайб.

Далее определяют расходы воды по каждому из горизонтальных стволов по формуле (1), исходя из условия, что температура воды на входе в пласт должна быть больше или равна температуре выпадения парафина, т.е. 70^oС.

Например, расход воды по первому стволу с диаметром 0,149 м и L_i 200 м равен:

Аналогичным образом определяют q₂ 8,21•1/C_o, и далее, q₃=19,8•1/С_o; q₄= 3,83•1/C_o; q₅= 22,65•l/C_o; q₆= 11,31•1/C_o; q₇=21,49•l/C_o мз/сут. По этим значениям q_i из формулы (4) определяют величину Qo:
Q_o (10,95+8,21+.+21,49)•1/С_o 98,2•1/C_o.

Множитель C_о определяют из решения уравнения (2).

Для решения уравнения (2) вначале из формулы (3) находят показатель теплопередачи В_o в обсадной колонне вертикального ствола скважины

Подставляя теперь известные величины в уравнение (2) приводят его к виду

Его решение находят методом подбора. При значении С_o=0,65 уравнение обращается в тождество с приблизительно равными левой и правой частями 24,65= 24,75 вследствие чего найденное значение C_o принимают за корень уравнения (2).

Подставляя найденное значение C_o в предыдущие соотношения определяют величину Q_o
Q_o=98,2/0,65=150 м³/сут
Далее находят значения величин q_i для каждого из горизонтальных стволов скважины: q₁= 10,95/0,65=18,8 м³/сут, q₂=12,6; q₃=30,5; q₄=6; q₅=35; q₆=16; q₇=33 м³/сут.

После чего начинают закачку воды с устья скважины с расходом 150 м³/сут с последующим отбором нефти через добывающие скважины.

Применение способа увеличивает нефтеотдачу на 6-7%
Преимущества предложенного способа заключаются в следующем.

Для получения той же температуры нагрева при реализации способа по прототипу потребуется скважина с длиной горизонтального участка 1150 м в сравнении со средней длиной горизонтальных участков 250 м по предлагаемому способу. Бурение горизонтального участка такой длины как по прототипу, 1150 м представляет значительные технические трудности, в том числе в вопросах навигации проводки скважины, в сравнении со средней длиной горизонтального участка 250 м по предлагаемому способу, что указывает на его преимущество.

Кроме того, по предлагаемому способу ветвления горизонтального участка нагнетательной скважины создают зону нагрева пласта, образованную концами горизонтальных стволов, закачиваемой водой, нагретой на входе в пласт до температуры, равной или выше температуры выпадения парафина. Предлагаемую систему нагрева рабочего агента и его нагнетания вдоль линии фронта вытеснения известными техническими средствами реализовать невозможно. Такая скважина обеспечивает формирование фронта нагрева с температурой насыщения нефти парафином, соответствующей условию разработки залежи с парафинистой нефтью, репрессионной воронки избыточного давления и фронта вытеснения нефти рабочим агентом, что способствует увеличению вытеснения нефти в сравнении с точечным воздействием на пласт по прототипу. Из этого следует положительный результат применения предлагаемого способа, поскольку его применение увеличивает вытесняющее воздействие нагнетаемого рабочего агента и тем самым способствует увеличению нефтеотдачи пласта.

При этом, с уменьшением длин горизонтальных стволов нагнетательной скважины в сравнении с прототипом уменьшаются потери давления на трение при движении воды на горизонтальном участке скважины из-за уменьшения расхода и скорости потока.

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 области нефтяной промышленности, в частности к способам разработки месторождений нефти, насыщенных парафином. Задачей изобретения является повышение эффективности способа и снижение энергозатрат. Способ осуществляют следующим образом. Предварительно определяют начальный фронт вытеснения нефти водой. Закачку воды осуществляют через по крайней мере одну нагнетательную скважину, пробуренную вертикально до кровли залежи, затем с несколькими стволами горизонтально по кровле с входами в продуктивный пласт. Входы размещают по начальному фронту вытеснения нефти водой, а расход воды по горизонтальным стволам нагнетательных скважин определяют по специальным формулам.

Способ разработки залежи парафинистой нефти, включающий закачку воды через по крайней мере одну нагнетательную скважину, пробуренную вертикально до кровли залежи, затем горизонтально по кровле с входом в продуктивный пласт и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что задают начальный фронт вытеснения нефти водой, в качестве нагнетательных скважин используют скважины с несколькими горизонтальными стволами, проведенными по кровле пласта с входами в продуктивный пласт, причем входы в продуктивный пласт размещают по начальному фронту вытеснения нефти водой, а расход воды по горизонтальным стволам нагнетательных скважин определяют по формуле

где q_i расход воды в i-м горизонтальном стволе, м³/сут;
L_i длина i-го горизонтального ствола, м;
d_i диаметр i-го горизонтального ствола, м;
i номер горизонтального ствола скважины;
n количество горизонтальных стволов;
λ_n- средний коэффициент теплопроводности окружающих скважину горных пород, Вт/(м•^oС);
C_p в объемная удельная теплоемкость закачиваемой воды, Дж/(м³•^oС);
a_п средний коэффициент температуропроводности окружающих скважину горных пород, м²/с;
τ - время закачки воды, необходимое для создания отсрочки нагретой воды, с;
С_о- пропорциональный множитель, величину которого определяют из уравнения

где θ_o- температура нейтрального слоя Земли, приведенная к устью скважины, ^oС;
t_у температура закачиваемой воды на устье скважины, ^oС;
t_L температура воды, поступающей в продуктивный пласт, равная температуре насыщения нефти парафином, ^oС;
Г планетарный геотермальный градиент Земли, ^oС/м;
Н глубина залегания пласта, м;
e 2,71;
β_o- показатель теплопередачи от окружающих горных пород, м^-, определяемый по формуле

где Q_o расход закачиваемой в нагнетательную скважину воды, м³/сут,

d_o диаметр вертикального ствола скважины, м.