СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ Российский патент 2006 года по МПК E21B43/24 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения высоковязкой нефти.

Известен способ разработки нефтяного месторождения, включающий бурение вертикальной скважины, спуск двух колонн насосно-компрессорных труб, закачку теплоносителя по внутренней колонне насосно-компрессорных труб и отбор по межтрубному пространству нефти (Патент РФ №2206728, кл. Е 21 В 43/24, опубл. 20.06.2003).

Основным недостатком известного способа является низкий коэффициент нефтеизвлечения за счет малого охвата пласта воздействием по площади.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяного месторождения, включающей бурение скважин с горизонтальным стволом, установку в пробуренную скважину перфорированной обсадной колонны, цементирование затрубного пространства до горизонтального ствола, спуск в обсадную колонну колонны насосно-компрессорных труб до интервала перфорации в оконечной части, центрирование их в обсадной колонне с помощью пакера, подачу теплоносителя по колонне насосно-компрессорных труб 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 - прототип).

Основным недостатком известного способа является низкий охват пласта по разрезу. Кроме того, при прорыве вытесняющего агента в интервал добычи не имеется возможности регулировать охват пласта, как по разрезу, так и по площади.

Задачей предлагаемого изобретения является повышение нефтеизвлечения за счет увеличения охвата пласта агентом воздействия при последовательной отработке всего пласта.

Задача решается тем, что в способе разработки месторождения высоковязкой нефти, включающем бурение скважины с горизонтальным стволом, установку перфорированной в интервале продуктивного пласта обсадной колонны, цементирование затрубного пространства от кровли продуктивного пласта до устья скважины, спуск в обсадную колонну колонны насосно-компрессорных труб до интервала перфорации в оконечной части, постановку пакера, подачу теплоносителя по колонне насосно-компрессорных труб, отбор продукта через перфорацию обсадной колонны в начале горизонтального участка и транспортирование его к устью по кольцевому межтрубному пространству, согласно изобретению горизонтальный ствол скважины проводят нисходящим профилем через весь продуктивный пласт, в качестве колонны насосно-компрессорных труб используют перфорированную в нижней части колонну насосно-компрессорных труб, внутрь перфорированной в нижней части колонны насосно-компрессорных труб спускают дополнительную колонну насосно-компрессорных труб, ставят пакер в нижней части интервала перфорации между колоннами насосно-компрессорных труб, по дополнительной колонне насосно-компрессорных труб закачивают тампонирующий материал, а затем теплоноситель, отбирают продукт из продуктивного пласта через перфорацию обсадной колонны и перфорацию перфорированной в интервале продуктивного пласта колонны насосно-компрессорных труб, транспортируют продукт к устью по кольцевому межтрубному пространству между колоннами насосно-компрессорных труб, отбор продукта ведут до снижения дебита скважины до минимально рентабельного уровня, последовательно приподнимают колонны насосно-компрессорных труб на новые местоположения вверх до кровли продуктивного пласта и повторяют операции до полной выработки продуктивного пласта.

Признаками изобретения являются:

1. бурение скважины с горизонтальным стволом;

2. установка перфорированной в интервале продуктивного пласта обсадной колонны;

3. цементирование затрубного пространства от кровли продуктивного пласта до устья скважины;

4. спуск в обсадную колонну колонны насосно-компрессорных труб до интервала перфорации в оконечной части;

5. постановка пакера;

6. подача теплоносителя по колонне насосно-компрессорных труб;

7. отбор продукта через перфорацию обсадной колонны в начале горизонтального участка;

8. транспортирование продукта к устью по кольцевому межтрубному пространству;

9. проведение горизонтального ствола скважины нисходящим профилем через весь продуктивный пласт;

10. в качестве колонны насосно-компрессорных труб использование перфорированной в нижней части колонны насосно-компрессорных труб;

11. спуск внутрь перфорированной в нижней части колонны насосно-компрессорных труб дополнительной колонны насосно-компрессорных труб;

12. постановка пакера в нижней части интервала перфорации между колоннами насосно-компрессорных труб;

13. по дополнительной колонне насосно-компрессорных труб закачивание тампонирующего материала, а затем теплоносителя;

14. отбор продукта из продуктивного пласта через перфорацию обсадной колонны и перфорацию перфорированной в интервале продуктивного пласта колонны насосно-компрессорных труб;

15. транспортирование продукта к устью по кольцевому межтрубному пространству между колоннами насосно-компрессорных труб;

16. отбор продукта до снижения дебита скважины до минимально рентабельного уровня;

17. последовательное поднятие (опускание) колонны насосно-компрессорных труб на новые местоположения вверх до кровли (вниз до подошвы) продуктивного пласта и повторение операций до полной выработки продуктивного пласта.

Признаки 1-8 являются общими с прототипом, признаки 9-17 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

При разработке залежи высоковязкой нефти часть извлекаемых запасов остается в продуктивном пласте вследствие низкого охвата пласта воздействием. Задачей предлагаемого изобретения является повышение нефтеизвлечения за счет увеличения охвата пласта воздействием при последовательной отработке всего пласта.

На фиг.1-4 представлена схема реализации предлагаемого способа: на фиг.1 - операция проводки горизонтального ствола, на фиг.2 - операция спуска колонны насосно-компрессорных труб, на фиг.3 - операция закачки тампонирующего материала и теплоносителя, на фиг.4 - операция по подъему колонны насосно-компрессорных труб на новое местоположение и отработки пласта.

Условные обозначения: 1 - продуктивный пласт; 2 - перфорированная обсадная колонна; 3 - интервал перфорации; 4 - центратор; 5 - первая колонна насосно-компрессорных труб; 6 - интервалы перфорации; 7 - вторая дополнительная колонна насосно-компрессорных труб; 8 - пакер; 9 - манжета; 10 - тампонирующий материал; 11 - теплоноситель; 12 - выработанный интервал продуктивного пласта.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

На месторождении высоковязкой нефти бурят горизонтальную скважину с нисходящим профилем, т.е. с пересечением всего разреза по простиранию продуктивного пласта 1 под зенитным углом от 80 до 90° (фиг.1). В пробуренную скважину устанавливают обсадную колонну 2, перфорированную отверстиями 3, цементируют затрубное пространство до начала горизонтального участка. Затем внутри обсадной колонны 2 устанавливают на центраторах 4 колонну насосно-компрессорных труб 5, с перфорационными отверстиями 6 (фиг.2) и манжетами 9. Спускают в колонну насосно-компрессорных труб 5 вторую дополнительную колонну насосно-компрессорных труб 7, центрируют ее в колонне насосно-компрессорных труб 5 с помощью пакера 8. Между обсадной колонной 2 и колонной насосно-компрессорных труб 5 в интервале перфорации 3 устанавливают манжеты 9.

По колонне насосно-компрессорных труб 7 проводят закачку (фиг.3) тампонирующего материала 10, необходимого объема для увеличения охвата пласта воздействием теплоносителя. В качестве тампонирующего материала 10 может быть использовано жидкое стекло, полимер с термостабилизатором и др. Далее осуществляют закачку теплоносителя в оконечную часть горизонтального ствола под расчетным давлением выше внутрипластового давления продуктивного пласта 1. Одновременно создаются попеременные изменения градиентов давления по линиям тока от оконечной части горизонтального участка к интервалам перфорации колонны насосно-компрессорных труб за счет создания напора со стороны закачки (челночный процесс репрессионного и депрессионного воздействия по периметру размещения). Все это, как следует из физической сущности процесса, приводит к увеличению охвата коллекторов воздействием за счет вытеснения нефти, как по площади, так и по разрезу пласта, и к интенсификации добычи продукта. После выдержки расчетной продолжительности отбирают продукт (нефть) через интервал перфорации 6 по межтрубному пространству колонн насосно-компрессорных труб 5 и 7. Циклы закачки теплоносителя, выдержки и отбора продукта повторяют до снижения дебита ниже минимального рентабельного. Затем колонны насосно-компрессорных труб 5 и 7 поднимают на новое местоположение (фиг.4) выше выработанного интервала 12 и повторяют циклы.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают Ашальчинское месторождение высоковязкой нефти. На Ашальчинском месторождении с высоковязкой нефтью, находящейся на глубине 90 м, представленном неоднородными пластами толщиной 20-30 м с температурой 8°С, давлением 0,5 МПа, нефтенасыщенностью 0,70 д.ед., пористостью 30%, проницаемостью 0,265 мкм², с нефтью, имеющей плотность 956 кг/м³ и вязкость 10206 мПа·с, бурят горизонтальную скважину с нисходящим профилем. Бурение горизонтального участка нисходящего профиля длиной 400 м осуществляют по простиранию продуктивного пласта 1 (фиг.1). В пробуренную скважину устанавливают обсадную колонну 2, перфорированную отверстиями 3 до 25 метровой отметки выше оконечной части горизонтального участка, цементируют затрубное пространство до начала горизонтального участка. Затем внутри обсадной колонны 2 устанавливают перфорированную через каждые 20 м колонну насосно-компрессорных труб 5 (фиг.2), снабженную центраторами 4 и манжетами 9, спускают в нее вторую дополнительную колонну насосно-компрессорных труб 7, центрируют ее в колонне насосно-компрессорных труб 5 с помощью пакера 8. По колонне насосно-компрессорных труб 7 проводят закачку (фиг.3) тампонирующего материала 10 - жидкого стекла объемом 5 м³, далее осуществляют закачку теплоносителя - пара с температурой 320°С в оконечную часть горизонтального ствола под давлением 4,0 МПа, что выше внутрипластового давления продуктивного пласта 1. Подачу пара осуществляют до разжижения вязкой до текучего состояния нефти вокруг ствола 2 скважины. Расчетный объем пара составляет 5000 т.

После термокапиллярной пропитки расчетной продолжительности (10 суток) через интервал перфорации 6 отбирают продукцию по межтрубному пространству колонн насосно-компрессорных труб 5 и 7. При снижении температуры добываемой жидкости по скважине до 50°С возобновляют закачку пара в горизонтальную скважину. В дальнейшем продолжают чередовать циклы закачки пара в горизонтальную скважину с отбором из нее продукта (нефти) до снижения дебита ниже минимального рентабельного. Признаком выработки призабойной зоны скважины является резкое снижение дебита по нефти - менее 3 т/сут и рост обводненности продукта до 98%. Затем колонны насосно-компрессорных труб 5 и 7 поднимают на новое местоположение (фиг.4) выше выработанного интервала 11, закачивают тампонирующий материал (жидкое стекло), закачивают пар и начинают отбор. Отработку поинтервально повторяют по всему разрезу скважины нисходящего профиля. Эксплуатацию участка ведут до достижения проектной нефтеотдачи пласта 28%.

При использовании способа возможна обработка пласта с кровли продуктивного пласта к подошве в зависимости от геологического строения и свойств нефти. При малой анизотропии пласта и значительной вязкости нефти поинтервальную обработку ведут с кровли к подошве пласта. При значительной расчлененности обработку производят с подошвы пласта.

Благодаря последовательной отработке всего интервала горизонтального ствола увеличивается охват пласта воздействием, и равномерно вырабатываются все участки призабойной зоны пласта вокруг скважины и как результат - существенно повышается нефтеизвлечение. Сравнение эффективности применения предлагаемого способа приведено в таблице 1.

Из таблицы следует, что предложенный способ позволяет добыть дополнительно 162,5 тыс. т нефти.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеизвлечение высоковязкой нефти из продуктивного пласта.

Таблица 1Технико-экономическая эффективность предлагаемого способаПоказателиПрототипПредлагаемый способБалансовые запасы, тыс. т650650Средний дебит по нефти, т/сут1020Коэффициент охвата пласта воздействием, д.ед.0,100,70Коэффициент охвата пласта заводнением, д.ед.0,600,80Коэффициент вытеснения, д.ед.0,500,50Коэффициент извлечения нефти, д.ед.0,030,28Извлекаемые запасы нефти, тыс. т19,5182Дополнительная добыча нефти, тыс. т-162,5Ценность дополнительной добычи нефти, млн руб.-812,5Затраты, млн руб.-50,0Народно-хозяйственный эффект, млн руб.-762,5

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения высоковязкой нефти. Обеспечивает повышение нефтеизвлечения за счет увеличения охвата пласта агентом воздействия при последовательной отработке всего пласта. Сущность изобретения: по способу бурят скважину с горизонтальным стволом. Горизонтальный ствол скважины проводят нисходящим профилем через весь продуктивный пласт. Устанавливают в пробуренной скважине обсадную колонну, перфорированную в интервале продуктивного пласта. Цементируют затрубное пространство от кровли продуктивного пласта до устья скважины. Спускают в обсадную колонну перфорированную в нижней части колонну насосно-компрессорных труб. Внутрь перфорированной в нижней части колонны насосно-компрессорных труб спускают дополнительную колонну насосно-компрессорных труб. Ставят пакер в нижней части интервала перфорации между колоннами насосно-компрессорных труб. По дополнительной колонне насосно-компрессорных труб закачивают тампонирующий материал, затем - теплоноситель. Отбирают продукт из продуктивного пласта через перфорацию обсадной колонны и перфорацию перфорированной в интервале продуктивного пласта колонны насосно-компрессорных труб. Транспортируют продукт к устью по кольцевому межтрубному пространству между колоннами насосно-компрессорных труб. Отбор продукта ведут до резкого снижения дебита скважины. Последовательно приподнимают или опускают колонны насосно-компрессорных труб на новые местоположения вверх до кровли или вниз до подошвы продуктивного пласта и повторяют операции до полной выработки продуктивного пласта. 1 табл., 4 ил.

Способ разработки месторождения высоковязкой нефти, включающий бурение скважины с горизонтальным стволом, установку перфорированной в интервале продуктивного пласта обсадной колонны, цементирование затрубного пространства от кровли продуктивного пласта до устья скважины, спуск в обсадную колонну колонны насосно-компрессорных труб до интервала перфорации в оконечной части, постановку пакера, подачу теплоносителя по колонне насосно-компрессорных труб, отбор продукта через перфорацию обсадной колонны в начале горизонтального участка и транспортирование его к устью по кольцевому межтрубному пространству, отличающийся тем, что горизонтальный ствол скважины проводят нисходящим профилем через весь продуктивный пласт, в качестве колонны насосно-компрессорных труб используют перфорированную в нижней части колонну насосно-компрессорных труб, внутрь перфорированной в нижней части колонны насосно-компрессорных труб спускают дополнительную колонну насосно-компрессорных труб, ставят пакер в нижней части интервала перфорации между колоннами насосно-компрессорных труб, по дополнительной колонне насосно-компрессорных труб закачивают тампонирующий материал, а затем теплоноситель, отбирают продукт из продуктивного пласта через перфорацию обсадной колонны и перфорацию перфорированной в интервале продуктивного пласта колонны насосно-компрессорных труб, транспортируют продукт к устью по кольцевому межтрубному пространству между колоннами насосно-компрессорных труб, отбор продукта ведут до резкого снижения дебита скважины, последовательно приподнимают колонны насосно-компрессорных труб на новые местоположения вверх до кровли продуктивного пласта и повторяют операции до полной выработки продуктивного пласта.