СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ ИЛИ БИТУМА Российский патент 2006 года по МПК E21B43/24 

Изобретение относится к области добычи нефти с применением тепла преимущественно из коллекторов с высоковязкой, тяжелой нефтью или битумом.

Известен способ добычи вязкой нефти из нефтяных пластов, включающий образование пути для потока флюида между нагнетательной и добывающей скважинами в нижней части продуктивного пласта, нагрев нагнетанием теплоносителя указанного пути и прилегающей к нему зоны продуктивного пласта, нагнетание теплоносителя в продуктивную зону пласта выше этого пути и вытеснение по нему нефти к добывающей скважине (Патент США 4874043, кл. Е 21 В 43/24, опубл.17.10.89).

Известный способ позволяет добывать из продуктивного пласта вязкую нефть, однако он имеет высокую энергоемкость, связанную с нагревом горных пород, расположенных ниже продуктивного пласта.

Известен способ теплового вытеснения нефти из горизонтальной скважины, включающий установку в пробуренную скважину перфорированной обсадной колонны, цементирование затрубного пространства до горизонтального ствола, спуск в обсадную колонну насосно-компрессорных труб до интервала перфорации в оконечной части, центрирование их в обсадной колонне с помощью пакера, подачу теплоносителя по насосно-компрессорным трубам за пакер, отбор продукта через перфорацию обсадной колонны в начале горизонтального участка и транспортирование его к устью по кольцевому межтрубному пространству (Патент РФ 2067168, кл. Е 21 В 43/24, опубл. 27.09.96).

Однако способ имеет высокие энергопотери, связанные с тем, что тепло от подаваемого по насосно-компрессорным трубам теплоносителя через поднимаемую продукцию передается на нагрев горных пород за обсадной колонной, а также выносится из скважины.

Кроме того, не обеспечивается глубокий прогрев продуктивного пласта, а следовательно, и отбор нефти из него из-за того, что теплоноситель является одновременно и рабочим агентом для подъема продукта из пласта. Указанные недостатки остаются и при применении способа в вертикальных скважинах.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ добычи высоковязкой нефти. В обсадную колонну скважины спускают две колонны насосно-компрессорных труб, причем первую до начала, а вторую через первую до конца интервала перфорации, и подают по ней теплоноситель, а в пространство между обсадной и первой колоннами насосно-компрессорных труб подают газ. Продукцию поднимают по пространству между колоннами насосно-компрессорных труб. После обеспечения заданной приемистости подъем продукции прекращают. Закачку теплоносителя продолжают до расчетной величины. При этом подачу газа продолжают, заполняют им пространство между колоннами насосно-компрессорных труб и поддерживают в таком состоянии. Затем скважину останавливают на термокапиллярную пропитку до начала интенсивного снижения подвижности флюида в призабойной зоне. Сбрасывают давление в скважине. Отбирают поступающую в нее продукцию до уменьшения дебита, полученного на естественном режиме работы пласта. Цикл закачки теплоносителя и отбора продукции повторяют до создания с добывающей скважиной зоны с подвижным флюидом, после чего скважину переводят в нагнетательную, а отбор продукции осуществляют через добывающую скважину. Отбор продукции из скважины производят свабированием или подачей газа в межтрубные пространства. Добывающую скважину до создания зоны с подвижным флюидом эксплуатируют аналогичным способом, после чего переводят в добывающую (Патент РФ №2206728, кл. Е 21 В 43/24, опубл.2003.06.20 - прототип).

Известный способ позволяет отобрать нефть из залежи на относительно небольшом расстоянии от скважины. При этом верхняя часть залежи остается практически не охваченной воздействием. Способ сложен, требует применения нескольких рабочих агентов, включая газ. Применение газа как наиболее легкого и подвижного рабочего агента создает предпосылки для создания в продуктивном пласте каналов (языков) прохождения рабочего агента и разогретой нефти, образования застойных невырабатываемых зон, что снижает нефтеотдачу залежи.

В предложенном способе решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается тем, что в способе разработки залежи высоковязкой нефти или битума, включающем спуск в скважину двух колонн насосно-компрессорных труб на разные глубины в интервал продуктивного пласта, закачку рабочего агента по первой и колонне насосно-компрессорных труб и отбор продукции по второй колонне насосно-компрессорных труб, интервал продуктивного пласта перфорируют в верхней и нижней частях, в скважину спускают две параллельные колонны насосно-компрессорных труб с одним пакером, конец первой колонны насосно-компрессорных труб размещают напротив верхней части продуктивного пласта, конец второй колонны насосно-компрессорных труб с пакером размещают напротив нижней части продуктивного пласта, пакер устанавливают в интервале между перфорацией верхней и нижней частей продуктивного пласта, в качестве рабочего агента используют оторочки пара и углеводородного растворителя, закачку рабочего агента и отбор продукции производят циклически: закачивают рабочий агент по первой колоне насосно-компрессорных труб в верхнюю часть продуктивного пласта при закрытой второй колонне насосно-компрессорных труб и отсутствии отбора продукции, отбирают продукцию по второй колонне насосно-компрессорных труб из нижней части продуктивного пласта при закрытой первой колонне насосно-компрессорных труб и отсутствии закачки рабочего агента, циклы закачки и отбора повторяют. Признаками изобретения являются:

1) спуск в скважину двух колонн насосно-компрессорных труб на разные глубины в интервал продуктивного пласта;

2) закачка рабочего агента по первой колонне насосно-компрессорных труб;

3) отбор продукции по второй колонне насосно-компрессорных труб;

4) перфорация интервала продуктивного пласта в верхней и нижней частях;

5) спуск в скважину двух параллельных колонн насосно-компрессорных труб с одним пакером;

6) размещение конца первой колонны насосно-компрессорных труб напротив верхней части продуктивного пласта;

7) размещение конца второй колонны насосно-компрессорных труб с пакером напротив нижней части продуктивного пласта;

8) установка пакера в интервале между перфорацией верхней и нижней частей продуктивного пласта;

9) использование в качестве рабочего агента оторочек пара и углеводородного растворителя;

10) закачка рабочего агента и отбор продукции циклически;

11) закачка рабочего агента по первой колоне насосно-компрессорных труб в верхнюю часть продуктивного пласта при закрытой второй колонне насосно-компрессорных труб и отсутствии отбора продукции;

12) отбор продукции по второй колонне насосно-компрессорных труб из нижней части продуктивного пласта при закрытой первой колонне насосно-компрессорных труб и отсутствии закачки рабочего агента;

13) повторение циклов закачки и отбора.

Признаки 1-3 являются общими с прототипом, признаки 4-13 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

При разработке залежи высоковязкой нефти или битума достигаемая нефтеотдача залежи в значительной степени зависит от условий подвода тепла в продуктивный пласт и отбора нефти из продуктивного пласта. В предложенном способе решается задача повышения нефтеотдачи за счет рационального ввода тепла и отбора продукции. Задача решается следующим образом.

Скважину оборудуют обсадной колонной с цементированием затрубного пространства. Интервал продуктивного пласта перфорируют в верхней и нижней частях. В скважину спускают две параллельные колонны насосно-компрессорных труб. При этом одну колонну насосно-компрессорных труб снабжают пакером. Конец первой колонны насосно-компрессорных труб размещают напротив верхней части продуктивного пласта. Конец второй колонны насосно-компрессорных труб с пакером размещают напротив нижней части продуктивного пласта. Пакер устанавливают в интервале между перфорацией верхней и нижней частей продуктивного пласта. В качестве рабочего агента для прогрева продуктивного пласта используют водяной пар, а для разжижения высоковязкой нефти или битума используют углеводородный растворитель, например дистиллят, широкую фракцию легких углеводородов, легкую нефть и т.п. Первоначально в верхнюю часть продуктивного пласта через первую колонну насосно-компрессорных труб в течение длительного времени закачивают порции пара и углеводородного растворителя. При этом вторую колонну насосно-компрессорных труб держат закрытой и отбор продукции через вторую колонну насосно-компрессорных труб не производят. Вследствие преимущественной горизонтальной проницаемости коллектора продуктивного пласта поступление пара и прогрев продуктивного пласта происходит преимущественно в горизонтальном направлении. Разжижению высоковязкой нефти или битума способствует углеводородный растворитель. После повышения температуры высоковязкой нефти или битума выше температуры текучести закачку пара прекращают, закрывают первую колонну насосно-компрессорных труб и проводят технологическую выдержку для конденсации пара в пласте. Это необходимо для исключения прорыва пара в добывающую вторую колонну насосно-компрессорных труб при ее открытии. После технологической выдержки открывают вторую колонн насосно-компрессорных труб и отбирают продукцию. При снижении дебита и возрастании вязкости продукции останавливают отбор продукции, закрывают вторую колонну насосно-компрессорных труб, открывают первую колонну насосно-компрессорных труб и возобновляют закачку пара и углеводородного растворителя в верхнюю часть продуктивного пласта. При этом время закачки уменьшают, т.к. продуктивный пласт уже прогрет и на подогрев требуется меньше времени.

Циклы закачка - отбор продолжают до выработки запасов около скважины.

В дальнейшем скважину используют как нагнетательную для закачки пара в продуктивный пласт и поддержания пластового давления.

Соотношение между количеством закачиваемого пара и углеводородного растворителя определяется вязкостью высоковязкой нефти или битума и температурой разогрева продуктивного пласта. При малой температуре разогрева количество углеводородного растворителя увеличивают и, наоборот, при большой температуре разогрева продуктивного пласта количество углеводородного растворителя уменьшают. Оптимальное соотношение объемов оторочек пара и углеводородного растворителя составляет (93:7) - (97:3).

Продолжительность закачки определяется временем снижения вязкости высоковязкой нефти или битума в пластовых условиях. Продолжительность отбора продукции определяется временем увеличения вязкости высоковязкой нефти или битума в пластовых условиях.

Отбор продукции производят при наличии в нижнем интервале перфорации скважины продукции с вязкостью, достаточной для транспортировки по колонне насосно-компрессорных труб. При наличии в нижнем интервале перфорации скважины продукции с вязкостью, не достаточной для транспортировки по колонне насосно-компрессорных труб, отбор продукции прекращают.

В результате применения способа удается достичь нефтеотдачи залежи порядка 90-93%.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают залежь высоковязкой нефти со следующими характеристиками: глубина 200 м, начальная пластовая температура 8°С, пластовое давление 0,1 МПа, толщина продуктивного пласта 26 м, пористость коллектора 26%, проницаемость 3 мкм², нефтенасыщенность 87%, вязкость нефти 12000 мПа·с, плотность нефти 933 кг/м³.

Скважину диаметром 168 мм оборудуют обсадной колонной с цементированием затрубного пространства. Интервал продуктивного пласта перфорируют на 4 м в верхней и 4 м в нижней части. В скважину спускают две параллельные двухдюймовые колонны насосно-компрессорных труб. При этом одну колонну насосно-компрессорных труб снабжают пакером. Конец первой колонны насосно-компрессорных труб размещают напротив верхней части продуктивного пласта. Конец второй колонны насосно-компрессорных труб с пакером размещают напротив нижней части продуктивного пласта. Пакер устанавливают посередине интервала между перфорацией верхней и нижней частей продуктивного пласта. В качестве рабочего агента для прогрева продуктивного пласта используют водяной пар с температурой 150-200°С, а для разжижения высоковязкой нефти используют дистиллят. Первоначально в верхнюю часть продуктивного пласта через первую колонну насосно-компрессорных труб в течение 90 сут закачивают порции пара и углеводородного растворителя под давлением на устье 0,3-0,5 МПа в объемном соотношении соответственно 95:5. При этом вторую колонну насосно-компрессорных труб держат закрытой и отбор продукции через вторую колонну насосно-компрессорных труб не производят. После повышения температуры высоковязкой нефти выше 90°С закачку пара и дистиллята прекращают, закрывают первую колонну насосно-компрессорных труб и проводят технологическую выдержку в течение 10 сут для конденсации пара в пласте. Открывают вторую колонну насосно-компрессорных труб и отбирают продукцию в течение 50 сут.

Останавливают отбор продукции, закрывают вторую колонну насосно-компрессорных труб, открывают первую колонну насосно-компрессорных труб и ведут закачку пара и дистиллята в течение 50 сут в верхнюю часть продуктивного пласта.

Циклы закачка - отбор продолжают до выработки запасов около скважины. В дальнейшем скважину используют как нагнетательную для закачки пара в продуктивный пласт и поддержания пластового давления.

В результате применения способа удается достичь нефтеотдачи залежи 93%. Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.

Изобретение относится к области добычи нефти с применением тепла преимущественно из коллекторов с высоковязкой, тяжелой нефтью или битумом. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи. Сущность изобретения: при разработке залежи вязкой нефти или битума интервал продуктивного пласта перфорируют в верхней и нижней частях. В скважину спускают две параллельные колонны насосно-компрессорных труб с одним пакером. Конец первой колонны насосно-компрессорных труб размещают напротив верхней части продуктивного пласта. Конец второй колонны насосно-компрессорных труб с пакером размещают напротив нижней части продуктивного пласта. Пакер устанавливают в интервале между перфорацией верхней и нижней частей продуктивного пласта. В качестве рабочего агента используют оторочки пара и углеводородного растворителя. Закачку рабочего агента и отбор продукции производят циклически: закачивают рабочий агент по первой колоне насосно-компрессорных труб в верхнюю часть продуктивного пласта при закрытой второй колонне насосно-компрессорных труб и отсутствии отбора продукции, отбирают продукцию по второй колонне насосно-компрессорных труб из нижней части продуктивного пласта при закрытой первой колонне насосно-компрессорных труб и отсутствии закачки рабочего агента. Циклы закачки и отбора повторяют.

Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума, включающий спуск в скважину двух колонн насосно-компрессорных труб на разные глубины в интервал продуктивного пласта, закачку рабочего агента по первой колонне насосно-компрессорных труб и отбор продукции по второй колонне насосно-компрессорных труб, отличающийся тем, что интервал продуктивного пласта перфорируют в верхней и нижней частях, в скважину спускают две параллельные колонны насосно-компрессорных труб с одним пакером, конец первой колонны насосно-компрессорных труб размещают напротив верхней части продуктивного пласта, конец второй колонны насосно-компрессорных труб с пакером размещают напротив нижней части продуктивного пласта, пакер устанавливают в интервале между перфорацией верхней и нижней частей продуктивного пласта, в качестве рабочего агента используют оторочки пара и углеводородного растворителя, закачку рабочего агента и отбор продукции производят циклически: закачивают рабочий агент по первой колонне насосно-компрессорных труб в верхнюю часть продуктивного пласта при закрытой второй колонне насосно-компрессорных труб и отсутствии отбора продукции, отбирают продукцию по второй колонне насосно-компрессорных труб из нижней части продуктивного пласта при закрытой первой колонне насосно-компрессорных труб и отсутствии закачки рабочего агента, циклы закачки и отбора повторяют.