СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ Российский патент 2002 года по МПК E21B43/24 

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений, в частности к способам теплового воздействия на пласт, содержащий высоковязкую нефть.

Известны способы разработки залежей высоковязкой нефти путем закачки теплоносителя (горячей воды или пара) в пласт [Термические методы воздействия на нефтяные пласты. Справочное пособие "Недра", 1995 г., стр.82].

Наиболее близким по технической сущности, принятым авторами за прототип, является способ закачки теплоносителя по колонне специальных теплоизолированных насосно-компрессорных труб (НКТ), в котором выше кровли разрабатываемого пласта устанавливают термостойкий пакер. Способ обеспечивает снижение потерь тепла по стволу нагнетательной скважины и защиту обсадной колонны от высоких температур. Для теплового воздействия на пласт используют парогенераторы, которые вырабатывают пар различных параметров [Бурже Ж., Сурио П., Комбарну М. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов. Пер. с франц. - М.: Недра, 1988 г., стр.193].

Недостатком известных способов является низкий охват процессом воздействия по разрезу залежи. Это связано с тем, что пар поступает, в основном, в верхнюю часть пласта (за счет гравитационных сил), а нижняя часть пласта оказывается неохваченной процессом воздействия. В результате снижается нефтеотдача пласта. Другой недостаток, присущий методу закачки в пласт пара, - недостаточные темпы ввода агента в пласт, что снижает темпы добычи нефти. Это связано с тем, что при закачке пара давления на устье и забое нагнетательной скважины примерно равны и гидростатическое давление столба жидкости не используется, поэтому расход пара ограничивается давлением, создаваемым на устье скважины парогенератором.

Задачей настоящего изобретения является повышение нефтеотдачи пласта за счет увеличения охвата разрабатываемого объекта процессом теплового воздействия большей массой рабочего агента при сохранении высоких темпов ввода тепла.

Поставленная задача решается тем, что разработку залежи высоковязкой нефти осуществляют путем бурения нагнетательных и добывающих скважин, оборудования нагнетательных скважин колонной НКТ и термостойким пакером, закачкой теплоносителя в нагнетательную скважину и отбором нефти из добывающей скважины.

Существенными отличительными признаками заявленного изобретения являются:
- компоновка верхней части НКТ из термоизолированных труб, а нижней - из неизолированных труб, при этом неизолированный участок трубы располагают выше уровня разрабатываемого объекта;
- термостойкий пакер устанавливают посредине разрабатываемого объекта;
- в скважину одновременно закачивают теплоноситель через НКТ и холодную воду через затрубное пространство, причем расход холодной воды определяют по формуле

где q_n - расход теплоносителя по колонне НКТ, кг/ч;
h'' - энтальпия теплоносителя на устье нагнетательной скважины, ккал/кг;
h' - энтальпия теплоносителя в разрабатываемом объекте (ниже пакера), ккал/кг,
h'=(t_к2-t_н)•С_в;
t_к1 - температура воды, закачиваемой через затрубное пространство в верхней части объекта (выше пакера),^oС;
t_к2 - температура теплоносителя в нижней части объекта (ниже пакера),^oС;
t_н - начальная температура холодной воды на устье скважины,^oС;
С_в - средняя удельная теплоемкость воды, ккал/кг•град.

Кроме того, отличительным признаком заявленного изобретения является математическая зависимость, позволяющая определить длину неизолированной части колонны НКТ по формуле

где q_n - расход теплоносителя по колонне НКТ, кг/ч;
h'' - энтальпия теплоносителя на устье нагнетательной скважины, ккал/кг;
h' - энтальпия теплоносителя в разрабатываемом объекте (ниже пакера), ккал/кг
D - диаметр неизолированной колонны;
К - коэффициент теплопередачи от теплоносителя к холодной воде, ккал/м²•ч•град;
θ_cp - средняя разность температур в верхней и нижней части неизолированного участка НКТ, θ_cp = θ_в-θ_н,^oС;
θ_в - разность температур между теплоносителем и водой в верхней части неизолированной НКТ,^oС;
θ_н - разность температур между теплоносителем и водой в нижней части неизолированной НКТ (в районе пакера),^oС.

Указанная совокупность существенных признаков обеспечивает увеличение охвата всего разрабатываемого объекта тепловым воздействием за счет повышения массового расхода рабочего агента, воздействующего на разрабатываемый объект по всей толщине объекта. Это обусловлено тем, что закачиваемая в затрубное пространство холодная вода в районе неизолированной части НКТ нагревается от теплоносителя в НКТ и происходит одновременное поступление горячего рабочего агента и в верхнюю, и в нижнюю части разрабатываемого объекта. При этом при закачке рабочего агента дополнительно используется давление гидростатического столба жидкости в затрубном пространстве и по длине неизолированной части НКТ. Таким образом, наличие большей массы горячего рабочего агента приводит к увеличению охвата разрабатываемого объекта тепловым воздействием и, как результат, существенно увеличивается нефтеотдача пласта, при этом темп ввода тепла в скважину остается таким же, как в случае закачки одного теплоносителя через НКТ.

Изобретение имеет не только изобретательский уровень, но и "промышленно применимо", так как может быть реализовано в полном объеме с использованием выпускаемого промышленностью оборудования.

На фиг. 1 и 2 приведена схема разработки залежи по заявленному способу, поясняющая суть заявленного изобретения.

С поверхности земли бурят нагнетательную скважину 1 (см. фиг.1) и добывающую скважину 2 (см. фиг.2). В нагнетательную скважину 1 спускают колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) 3, верхнюю часть которой компонуют из термоизолированных труб 4, а нижнюю часть 5 оставляют неизолированной выше уровня разрабатываемого объекта. Посредине разрабатываемого объекта 6 устанавливают термостойкий пакер 7, при этом длина неизолированной части НКТ ниже пакера обусловлена конструктивными особенностями пакера. Затем через колонну НКТ от парогенератора в нижнюю часть объекта 8 закачивают теплоноситель, например пар, а через затрубное пространство в верхнюю половину пласта 9 - холодную воду. При движении в районе неизолированного участка НКТ холодная вода нагревается за счет скрытой теплоты парообразования, а пар конденсируется. Поступающая в верхнюю и нижнюю части объекта горячая вода вытесняет нефть в добывающую скважину.

При использовании в качестве теплоносителя горячей воды происходит перераспределение температуры в районе неизолированного участка НКТ, т.е. холодная вода нагревается, а теплоноситель охлаждается до необходимой температуры.

Пример. Заявленный способ может быть реализован на Усинском месторождении высоковязкой нефти. Мощные продуктивные пласты залегают на глубине 1100-1500 м и содержат нефть вязкостью 700 мПа•с. Месторождение разрабатывается тепловым методом - путем закачки пара в пласт. Для закачки пара используются парогенераторы фирмы "Термотикс" (США), которые вырабатывают пар давлением до 12,0-13,0 МПа и температурой до 320-330^oС. Пар закачивается в нагнетательные скважины глубиной 1500 м, оборудованные колонной насосно-компрессорных труб, верхнюю часть которой компонуют из термоизолированных труб фирмы "Кавасаки Термал Систем", нижняя часть компонуется из обычных насосно-компрессорных труб диаметром 89 мм, которые не изолируются.

Необходимая длина неизолированного участка НКТ, при которой происходит выравнивание температур пара и холодной воды, рассчитывается следующим образом:

В середине разрабатываемого объекта устанавливают термостойкий пакер фирмы "Бейкер Ойл Тулз". Длина НКТ ниже пакера составит ≈20 м.

Затем через колонну насосно-компрессорных труб закачивают пар с расходом 300 т/сут (12500 кг/ч), давлением 12,0 МПа, сухостью 0,65 и температурой 325^oС на устье.

Одновременно в затрубное пространство скважин закачивают холодную воду, расход которой определяют по формуле

При таком расходе температура воды, поступающей в верхнюю и нижнюю части объекта, будет примерно одинакова и равна 270^oС. При этом массовый расход закачиваемого агента увеличивается более чем в 2 раза (с 300 до 624 т/сут), а темп ввода тепла в скважину сохраняется постоянным.

Поступающая в верхнюю и нижнюю части объекта горячая вода вытесняет нефть по всему разрезу в добывающие скважины.

Способ позволит повысить нефтеотдачу пласта примерно в 1,3-1,4 раза.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технике нефтегазопромыслового оборудования для обработки и гидроразрыва пласта призабойной зоны при производстве подземного ремонта нефтяных, газовых, газоконденсатных и нагнетательных скважин. Обеспечивает повышение надежности и эффективности работы устройства при осуществлении многофункционального, селективного, направленного воздействия на призабойную зону, создание давления, необходимого для гидравлического разрыва пласта породы. Сущность изобретения: бурят нагнетательную и добывающую скважины. Верхнюю часть колонны насосно-компрессорных труб компонуют из термоизолированных труб. Оборудуют нагнетательную скважину колонной насосно-компрессорных труб и термостойким пакером. Термостойкий пакер устанавливают посредине разрабатываемого объекта. Нижнюю часть насосно-компрессорных труб оставляют неизолированной выше уровня разрабатываемого объекта. Длину неизолированной части колонны насосно-компрессорных труб определяют по аналитическому выражению. Теплоноситель закачивают в нижнюю часть объекта, ниже пакера. Через затрубное пространство закачивают холодную воду в верхнюю часть объекта. Расход холодной воды определяют по аналитическому выражению. Отбирают нефть из добывающей скважины. 1 з.п.ф-лы, 2 ил.

1. Способ разработки залежи высоковязкой нефти, включающий бурение нагнетательной и добывающей скважин, оборудование нагнетательной скважины колонной насосно-компрессорных труб НКТ и термостойким пакером, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор нефти из добывающей скважины, отличающийся тем, что верхнюю часть колонны НКТ компонуют из термоизолированных труб, а нижнюю часть оставляют неизолированной выше уровня разрабатываемого объекта, термостойкий пакер устанавливают посредине разрабатываемого объекта, затем через колонну НКТ закачивают теплоноситель в нижнюю часть объекта, ниже пакера, а через затрубное пространство закачивают холодную воду в верхнюю часть объекта, выше пакера, причем расход холодной воды определяют по формуле

где q_n - расход теплоносителя по колонне НКТ, кг/ч;
h'' - энтальпия теплоносителя на устье нагнетательной скважины, ккал/кг;
h' - энтальпия теплоносителя в разрабатываемом объекте ниже пакера, ккал/кг;
h'=(t_к2-t_н)•С_в;
t_к1 - температура воды, закачиваемой через затрубное пространство в верхней части объекта, выше пакера,^oС;
t_к2 - температура теплоносителя в нижней части объекта, ниже пакера,^oС;
t_н - начальная температура холодной воды на устье скважины,^oС;
С_в - средняя удельная теплоемкость воды, ккал/кг•град. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что длину неизолированной части колонны НКТ определяют по формуле

где q_n - расход теплоносителя по колонне НКТ, кг/ч;
h'' - энтальпия теплоносителя на устье нагнетательной скважины, ккал/кг;
h' - энтальпия теплоносителя в разрабатываемом объекте ниже пакера, ккал/кг;
D - диаметр неизолированной колонны;
К - коэффициент теплопередачи от теплоносителя к холодной воде, ккал/м²•ч•град;
θ_cp - средняя разность температур в верхней и нижней части неизолированного участка НКТ, θ_cp= θ_в-θ_н, ^oС;
θ_в - разность температур между теплоносителем и водой в верхней части неизолированной НКТ, ^oС;
θ_н - разность температур между теплоносителем и водой в нижней части неизолированной НКТ, в районе пакера, ^oС.