СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 2002 года по МПК E21B43/24 E21B43/26 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а точнее к технологии повышения нефтеотдачи пластов.

Известен способ разработки нефтяных залежей, включающий обустройство на месторождении добывающих, нагнетательных и оборудованных генераторами импульсов воздействующих скважин, размещенных в застойных зонах и(или) вблизи этих зон (заявка 97114641/03, МПК (6) Е 21 В 43/24, Бриллиант Л.С., Журавлев B. C. Способ разработки нефтяных залежей, заявл. 20.08.97, опубл. 20.06.99, БИ 17, с.179).

К недостаткам способа относится низкая эффективность извлечения нефти, т. к. небольшая энергия скважинных генераторов создает слабое механическое воздействие и не позволяет снизить вязкость нефти, а следовательно, отбор ее из пласта затруднен.

Известен способ повышения нефтеотдачи, включающий воздействие на продуктивный пласт упругими колебаниями в диапазоне частот от 1 до 45 кГц, нарушение динамического равновесия на границе вода-нефть, выравнивание фронта замещения нефти водой, высвобождение капиллярно замещенной нефти и подачу в продуктивный пласт воды через гидродинамический излучатель, установленный в забое нагнетательной скважины (патент РФ 2122109, МПК (6) Е 21 В 43/25, Способ повышения нефтеотдачи, Новаковский Ю. М., Пастух П.И., Сухинин С.В., 96118034/03, заявл. 10.09.96, опубл. 20.11.98, БИ 32, с.418).

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку вытесняющего реагента в нагнетательные скважины, отбор жидкости из добывающих скважин, проведение вибросейсмического воздействия на продуктивный пласт упругими колебаниями. Вибрационное воздействие на продуктивный пласт осуществляется с помощью источника упругих колебаний, установленного в одной из скважин, расположенных в центральной части залежи, до тех пор, пока обводненность добываемой жидкости в целом по залежи не снизится на 3-5%, после чего производят периодически остановку и возобновление закачки вытесняющего агента в пласт (патент РФ 2103486, МПК (6) Е 21 В 43/20, Способ разработки нефтяной залежи, Алеев Ф.И., Кошторев Н.И., 95111338/03, заявл. 30.06.95, опубл. 27.01.98, БИ 3, с.284).

Наиболее близким из аналогов к заявляемому является способ термошахтного извлечения высоковязкой нефти из пласта, при котором ведут двухгоризонтальную разработку с надпластового горизонта через вертикальные и горизонтальные нагнетательные скважины, оборудованные обсадными трубами, через которые нагнетают в продуктивный пласт теплоноситель, например, пар, а отбор нефти осуществляют из добывающих скважин, пробуренных из расположенной в пласте добывающей галереи, при этом сбор нефти производят в горной выработке, откуда ее насосами подают на поверхность (патент РФ 2044874, МПК (6) Е 21 В 43/24, Способ термошахтного извлечения высоковязкой нефти из пласта, Бакулин В. Н., Кушнер А.Н., Брохман В.Л., Вахмин Г.И., Бакулин А.В., Протосеня А.Г., 3 93014967/03, заявл. 22.03.93, опубл. 27.09.95, БИ 27, с.234). Через каждые 7-10 м часть обсадной трубы размером 3-5 м выполняют из пьезокерамики, обладающей магнитострикционными свойствами, подводят посредством электродов импульсное возбуждающее напряжение, осуществляя в пласте и окружающем его пространстве вибрационное воздействие, которое проводят поэтапно: вначале нагнетают в скважины разупрочняющие вещества одновременно с возбуждением в пласте упругих колебаний в диапазоне 1-27,0 кГц, вибровоздействие осуществляют в течение времени, при котором проницаемость пласта увеличивается от 80 до 300% и выше, и затем вибровоздействия прекращают и в скважину подают теплоноситель с температурой не выше 60^oС в совокупности с вибровоздействием на частоте собственных колебаний горного массива в течение времени, при котором достигают положительного эффекта.

Однако все перечисленные способы малоэффективны при их высокой себестоимости и не позволяют наиболее полно извлекать залегающую нефть из разработанных пластов.

Технической задачей заявляемого решения является наиболее полное извлечение нефти за счет изменения вязкости нефти, фазовой проницаемости коллектора для нефти и воды.

Поставленная задача решается путем синхронного воздействия на нефтяную залежь установленным на земной поверхности у устья нефтедобывающей скважины источником упругих колебаний и тепловым источником с периодическим изменением во времени его мощности, расположенным внутри нагнетательной скважины. Вибрационное воздействие на земной поверхности возбуждает непрерывные, заранее неограниченные во времени вынужденные упругие колебания при постоянных в течение всего времени возбуждения частоте, амплитуде и начальной фазе вибрационной силы, изменяющейся по гармоническому закону в пределах упругих свойств среды. Вибрационное и тепловое воздействия осуществляют по гармоническому закону с одинаковой частотой и периодически постоянной разностью фаз колебаний.

При работе вибратора создаются ударные импульсы, которые передаются нефтяному коллектору. В результате действия упругих волн в пласте возбуждаются интенсивные волны растяжения-сжатия, образующие в нем сети трещин. Одновременно упругие волны влияют и на нефть, уменьшая ее вязкость, поверхностное натяжение и, тем самым, облегчая ее движение к забою скважины. Упругие волны влияют и на разрушение посторонних отложений против продуктивного пласта (Гадиев С.М. Использование вибрации в добыче нефти. - М.: Недра, 1977, С.4).

Периодическое тепловое воздействие приводит к появлению периодически возникающих с той же частотой тепловых напряжений, наложение которых на периодические напряжения в породе с той же частотой, возникающие за счет вибрационного воздействия, приведут к возникновению явления интерференции, заключающегося в том, что пространственно, в одних точках нефтяной залежи амплитуды колебательных движений складываются, а в других точках - вычитаются. Сложение амплитуд напряжений в одних точках нефтяной залежи приводит к изменению вязкости, подвижности нефти и ее адгезионной способности. Синхронное изменение частоты теплового и вибрационного воздействий с периодически постоянной разностью фаз приводит к перемещению максимумов амплитуд колебательных движений в объеме нефтяной залежи и созданию более активного воздействия на другие ее участки. В результате этого происходит более полное извлечение нефти из залежи.

Виброисточник располагают на земной поверхности у устья добывающей скважины, поскольку в этом случае наименьшее затухание упругих колебаний происходит в точке встречи с нефтяным пластом. Кроме того, расположение виброисточника на земной поверхности экономически более выгодно, чем размещение его внутри добывающей скважины.

Если нефтедобывающая скважина, расположенная в центральной части залежи и имеющая отработанные скважины, образует укрупненный элемент (например, "большие треугольники") или семиточечный элемент, то целесообразно отработанные скважины использовать в качестве нагнетательных, расположив внутри них тепловые источники, работающие согласованно. При этом воздействие будет более активным, а извлечение нефти более полным.

Как известно, на механизм вытеснения нефти существенно влияют поверхностные свойства системы нефть-вода-порода. С повышением температуры уменьшается толщина адсорбционного слоя повехностно-активных молекул нефти на поверхности паровых каналов, в результате чего проницаемость пласта для нефти увеличивается. Значения коэффициентов вытеснения нефти также существенно зависят от ее вязкости. Наиболее высокий темп изменения коэффициентов вытеснения наблюдается в области снижения вязкости нефти (Байбаков К., Гарушев А.Р. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. - М.: Недра. - 1988. С. 37). В связи с этим были проведены численные расчеты снижения вязкости нефти в зависимости от изменения температуры при тепловом, вибрационном и термовибрационном (одновременно тепловом и вибрационном) воздействиях на примере нефтяных залежей месторождения Каражанбас, по которому продуктивные отложения расположены в интервалах глубин:
пласт А: 288,8-292,0 м (скважина 134),
265,6-273,1 м (скважина 145),
пласт Б: 279,4-284,0 м (скважина 145),
пласт В: 294,6-298,2 м (скважина 145).

Считалось, что все количество тепла, выделяемое тепловыми источниками, расходуется только на изменение температуры нефтяного пласта, т.е. не учитывались потери тепла через кровлю и подошву пласта.

Тепловое воздействие осуществляли импульсным тепловым источником, расположенным в нагнетательной скважине 134 на расстоянии 125 м от нефтедобывающей скважины 145, при отсутствии источника возбуждения упругих колебаний.

Введем прямоугольную систему координат 0xyz такую, что начало координат находится в устье нефтедобывающей скважины 145, ось 0х направлена от нефтедобывающей скважины 145 к нагнетательной скважине 134, ось 0у - по нефтедобывающей скважине 145 вверх, ось 0 перпендикулярна плоскости 0xz, причем координатные оси образуют правую тройку. В этой системе координат приращение температуры определяли, решив уравнение теплопроводности:

с граничными условиями:

где θ(x,y,z,t) - приращение температуры в точке с координатами (x,у,z) в момент времени t, λ₀ = 1,44 ккал/(м³•^oС) - коэффициент теплопроводности, C_ε = 326 Дж/(кг•^oС) - удельная теплоемкость в естественном состоянии, мощность теплового источника, (x₀,у₀,z₀) - координаты теплового источника, х₀= 125 м, у₀=0 м, z₀=290 м, частота, характеризующая периодические изменения во времени мощности теплового источника, внешняя нормаль к поверхности, λ^* = 5,6 - коэффициент теплоотдачи на поверхности (Бабешко В.А., Гортинская В.В., Смирнова А.В. Влияние термовибрационных воздействий на глубинные слои Земли. - Деп. В ВИНИТИ 14.04.89, 2448-И89. - 16 с.). Т.к. пластовая температура колеблется в пределах 26-34^oС в зависимости от глубины залегания (Боксерман А.А. , Гарушев А. Р., Иванов В.А., Ишханов В.Г., Фоменко И.Е. Принципы проектирования разработки месторождений термическими методами // Вопросы разработки нефтяных месторождений термическими методами. Сб. трудов. - М.: ВНИИОЭНГ. - 1980. - С.7-20), то в численных расчетах начальная температура пласта принималась равной 30^oС. При тепловом воздействии температура нефтяной залежи между нагнетательной 134 и нефтедобывающей 145 скважинами увеличилась на 20^oС, что вызвало снижение вязкости в 3,5 раза, что близко к экспериментальным результатам, полученным при закачке в нефтяной пласт (начальная температура пласта - 27^oС) пара с последующей закачкой холодной воды (Тищенко В. Ю. Расчет необходимой величины оторочки пара и времени ведения теплового воздействия на месторождении Каражанбас // Вопросы разработки нефтяных месторождений термическими методами. Сб. трудов. - М.: ВНИИОЭНГ. - 1980. - С. 26-31). Изменяя частоту ω, характеризующую периодические изменения во времени мощности теплового источника, можно добиться, чтобы при прогреве пласта температура на забое добывающей скважины была не ниже 70^oС (при температуре, равной 70^oС, вязкость нефти значительно уменьшается).

Вибрационные воздействия осуществляли установленным на земной поверхности у устья нефтедобывающей скважины 145 источником мощностью 100 кВт (сейсмическим вибратором СВ 10/100) возбуждения упругих колебаний при отсутствии теплового источника в нагнетательной скважине 134. Приращение температуры при вибрационных воздействиях при тех же геолого-геофизических параметрах среды определяли из системы уравнений (Новацкий В. Динамические задачи термоупругости. - М.: Мир, 1970. - С.25):

где вектор перемещения среды в точке с координатами (х,у,z) в момент времени t; γ = α_e(3λ+2μ), ν = 0,1- коэффициент Пуассона, α_t = 7,1•10^-6 - коэффициент объемного температурного расширения, λ = 2,5•10⁹ H/м², μ = 10¹⁰H/м²- упругие постоянные Ламе, ρ = 2500 кг/м³- плотность нефтеносного пласта, Т₀=30^oС - начальная температура среды.

Граничные условия для этой системы уравнений:




U(x, y, z, t), V(x, y, z, t), W(x, y, z, t)-->0
при z _→ -∞, где τ_xz(x,y,z,t),τ_yz(x,y,z,t),σ_zz(x,y,z,t) - компоненты тензора напряжений, которые для изотропного тела определяются через компоненты вектора перемещений и температуру законом Дюамеля-Неймана (Новацкий В. Динамические задачи термоупругости. - М.: Мир, 1970. - С.21). Решение этой задачи (Бабешко В. А., Гортинская В.В. Связанная задача термоупругости для однородного полупространства. - Деп. В ВИНИТИ 19.01.00, 95-В00) показывает, что при вибрационных воздействиях температура нефтяной залежи между нагнетательной 134 и нефтедобывающей 145 скважинами увеличилась за счет изменения напряженно-деформированного состояния среды на 4^oС, что дает снижение вязкости нефти в 1,1 раза.

Синхронное термовибрационное воздействие на нефтеносную залежь осуществляли расположенным в нагнетательной скважине 134, отстоящей от нефтедобывающей скважины 145 на расстоянии 125 м, импульсным тепловым источником и установленным на земной поверхности у устья скважины 145 источником мощностью 100 кВт (сейсмические вибраторы СВ 10/100 или СВ 5/150) возбуждения упругих колебаний, работающих с одинаковой частотой 10 Гц и периодически изменяющейся в интервале от 0 до 2π (с шагом 0,1π)) разностью фаз. При синхронном воздействии на нефтяную залежь теплового и вибрационного источников колебаний приращение температуры определялось из системы уравнений:

с граничными условиями




U(x, y, z, t), V(x, y, z, t), W(x, y, z, t)-->0 при z _→ -∞.
Полученное приращение температуры в пластах нефтяных залежей месторождения Каражанбас при одновременном тепловом и вибрационном воздействиях между нагнетательной 134 и нефтедобывающей 145 скважинами составляет 26^oС, что влечет за собой снижение вязкости нефти в 4,5 раза, и, следовательно, извлечение из залежи будет наиболее полным. Простое сложение отдельных вибрационного и теплового воздействий без учета эффекта интерференции термоупругих волн позволяет повысить температуру пласта на 24^oС и снизить вязкость нефти в 3,85 раза.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а точнее к технологии повышения нефтеотдачи пластов. Обеспечивает наиболее полное извлечение нефти за счет изменения вязкости нефти, фазовой проницаемости коллектора для нефти и воды. Сущность изобретения: на продуктивный пласт воздействуют тепловым источником и источником упругих колебаний. Тепловой источник помещают внутри нагнетательной скважины. Воздействие тепловым источником производят с периодическим изменением во времени его мощности. Источник упругих колебаний устанавливают на земной поверхности у устья нефтедобывающей скважины. Тепловой источник и источник упругих колебаний работают с одинаковой частотой. Термовибрационные воздействия на пласт осуществляют по гармоническому закону с синхронно изменяющейся частотой и периодически постоянной разностью фаз. 1 з.п. ф-лы.

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий воздействие на продуктивный пласт тепловым источником, помещенным внутри нагнетательной скважины, и источником упругих колебаний, отличающийся тем, что на продуктивный пласт воздействуют тепловым источником с периодическим изменением во времени его мощности, а источник упругих колебаний устанавливают на земной поверхности у устья нефтедобывающей скважины, при этом тепловой источник и источник упругих колебаний работают с одинаковой частотой и термовибрационные воздействия на пласт осуществляют по гармоническому закону с синхронно изменяющейся частотой и периодически постоянной разностью фаз. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при разработке центральной части залежи с нагнетательными скважинами и нефтедобывающей скважиной в центре на продуктивный пласт воздействуют дополнительно тепловыми источниками, помещенными в этих нагнетательных скважинах.