СПОСОБ ДОБЫЧИ УГЛЕВОДОРОДОВ Российский патент 2010 года по МПК E21B43/243 

Изобретение относится к нефте- и газодобывающей промышленности, в частности к способам повышения эффективности добычи углеводородов. Наибольшее применение найдет при эксплуатации залежей и месторождений высоковязких нефтей.

Известны способы повышения эффективности добычи углеводородов из скважин по а. с. СССР SU №1215399, а. с. СССР SU №1574799, а. с. СССР SU №1794181, патенту RU №2030568, основанные на применении закачки в ПЗП различных агентов, в том числе кислородосодержащих, в процессе взаимодействия между которыми, а также содержащимися в ПЗП углеводородами и происходят экзотермические реакции.

В анализируемых технических решениях предложено осуществлять чередующиеся закачки в пласт порций кислородосодержащего агента, в частности воздуха, суспензии на основе порошка алюминия/магния и углеводородной жидкости, водного раствора карбамида, раствора соляной кислоты, в том числе в смеси с воздухом, водяного пара, паровоздушной смеси, а в качестве буфера между ними - порций воды, пара или воздуха; над продуктивным пластом предусмотрена установка разобщающего устройства - пакера, а в нижней части колонны лифтовых труб - клапана-отсекателя.

Недостатком известных способов является то, что обработке подвергается весь объем ПЗП, при этом возможно выпадение кокса в фильтрационных каналах во всем объеме ПЗП, что вызывает снижение проницаемости породы в том числе в интервалах, по которым пластовая продукция поступает в скважину. Кроме того, в случае применения для нагрева породы экзотермических реакций порошков алюминия или магния возможна неполная реакция закачанного объема этих реагентов с соляной кислотой, в результате чего происходит отложение зерен алюминия/магния на забое скважины и в пустотах породы. Все это отрицательно влияет на проницаемость породы в ПЗП и продуктивность скважины.

Техническим результатом предлагаемого изобретения является повышение эффективности процесса добычи углеводородов из скважины.

Данный технический результат достигается решением технической задачи, направленной на увеличение дебита скважины и уменьшения обводненности добываемой продукции в процессе жидкофазного окисления углеводородов в нижней части призабойной зоны продуктивного пласта (ПЗП).

Техническая задача решается за счет того, что в способе добычи углеводородов, включающем проведение в добывающей скважине гидропескоструйной перфорации, установку разобщающего устройства (пакера) и обратных клапанов, закачку окислителя и тепловую обработку призабойной зоны пласта, в котором перед началом работ отбирают пластовый флюид, определяют температуру начала жидкофазного окисления и температуру образования кокса, проводят вскрытие продуктивного пласта и устанавливают гидродинамическую связь с пластом посредством гидропескоструйной перфорации в двух интервалах продуктивного пласта - нижнем и верхнем, разобщающее устройство устанавливают между отверстиями нижнего и верхнего интервалов гидропескоструйной перфорации, нижний обратный клапан, открывающийся наружу, размещают в колонне лифтовых труб ниже разобщающего устройства, а верхний обратный клапан, открывающийся внутрь полости лифтовых труб, выше разобщающего устройства, после чего нагревают нижнюю часть призабойной зоны пласта до температуры начала жидкофазного окисления углеводородов пластового флюида и одновременно с этим и/или после подают в нижнюю часть призабойной зоны пласта по колонне лифтовых труб, через нижний обратный клапан и нижние отверстия гидропескоструйной перфорации окислитель, разогревают углеводороды пластового флюида до температуры образования кокса, а освоение скважины и отбор из нее продукции после завершения окислительных реакций в пласте осуществляют через верхние отверстия гидропескоструйной перфорации, верхний обратный клапан и полость колонны лифтовых труб.

Сущность предлагаемого способа добычи углеводородов заключается в том, что в отличие от прототипа RU №2030568, основанном на закачке в эксплуатируемый пласт порций воздуха, водяного пара и реагентов, взаимодействующих в пласте между собой с выделением тепла, осуществляют гидропескоструйную перфорацию в двух интервалах продуктивного пласта - нижнем и верхнем, устанавливают между ними разобщающее устройство, устанавливают на колонне лифтовых труб два обратных клапана: нижний обратный клапан, открывающийся наружу, размещают в колонне лифтовых труб ниже разобщающего устройства, а верхний обратный клапан, открывающийся внутрь полости лифтовых труб, - выше разобщающего устройства, после чего нагревают нижнюю часть призабойной зоны пласта до определенной на основе лабораторных исследований пробы углеводородов, отобранной из ПЗП подлежащей обработке скважины, температуры жидкофазного окисления и одновременно с этим или после подают в нижнюю часть призабойной зоны пласта по колонне лифтовых труб, через нижний обратный клапан и нижние отверстия гидропескоструйной перфорации кислородосодержащий агент, в частности воздух или паровоздушную смесь в объеме, достаточном для нагрева за счет жидкофазного окисления углеводородов в нижней части ПЗП до температуры, при которой происходит их коксование, а освоение скважины после завершения реакций в пласте осуществляют через верхние отверстия гидропескоструйной перфорации, верхний обратный клапан и полость колонны лифтовых труб.

В процессе реализации данного способа при контакте кислорода с углеводородами в предварительно нагретой ПЗП начинаются реакции жидкофазного окисления углеводородов, температура в ПЗП постепенно повышается, и при температуре выше критической для определенного состава жидких углеводородов начинают развиваться вторичные реакции, приводящие к образованию твердого углеводородного осадка - кокса. Температура коксования, как известно (SU №1215399, «Термические методы повышения нефтеотдачи пластов». Ж. Бурже, П.Сурио, М.Комбарну. М., «Недра», 1988, с.244-256), зависит от плотности углеводородов, физико-химических свойств и удельной поверхности пористой среды, катализаторов химических реакций, а также состава закачиваемых агентов и последовательности их ввода в нагретую породу. Поэтому для определения скорости окисления и пиролиза углеводородов в пористой среде проводят лабораторные исследования с использованием углеводородов и пористой среды, отобранных из подлежащей обработке скважины или близких им по физико-химическим и геолого-физическим свойствам. На основе полученных данных, а также известных формул для скорости окисления нефти и реакции пиролиза (см. «Термические методы повышения нефтеотдачи пластов». Ж.Бурже, П.Сурио, М.Комбарну, М., «Недра», 1988, с.252-256) подбираются значения температуры окисления углеводородов и их коксования, определяется необходимый объем кислородосодержащего агента и продолжительность протекания окислительных реакций в ПЗП.

Предлагаемый способ основан на повышении эффективности добычи углеводородов - нефти, газа, газового конденсата путем комплексного воздействия на ПЗП: увеличения дебита добывающей скважины - за счет снижения вязкости жидких углеводородов, очистки и повышения фильтрационных свойств породы в интервалах притока углеводородов в скважину и предотвращения поступления в скважину подошвенной воды - за счет ухудшения гидродинамической связи между скважиной и подошвенной водой. Для этого используется процесс жидкофазного окисления углеводородов кислородом, содержащимся в агенте, закачиваемом в нижнюю часть призабойной зоны пласта, нагреваемого известными способами; одновременно с нагревом породы в нижней части объема ПЗП оседают образующиеся в результате реакций твердые отложения, перекрывающие каналы возможного поступления подошвенной воды в скважину, а в верхнюю часть ПЗП поступают выделяющееся в результате реакций тепло и газы, за счет чего снижается вязкость жидких углеводородов, очищаются фильтрационные каналы в интервале притока флюида и увеличивается продуктивность скважины.

Существенным отличием данного способа является то, что перед началом работ отбирают пластовый флюид на исследования, кислородосодержащий агент подают в нижнюю часть призабойной зоны пласта по колонне лифтовых труб через нижний обратный клапан и нижние отверстия гидропескоструйной перфорации в объеме, достаточном для нагрева за счет жидкофазного окисления нефти нижней части ПЗП до температуры коксования, а освоение и эксплуатацию скважины после завершения реакций в пласте осуществляют через верхние отверстия гидропескоструйной перфорации, верхний обратный клапан и полость колонны лифтовых труб.

Способ иллюстрируется чертежом. В выбранной для проведения обработки скважине 1, вскрывшей нефтенасыщенный пласт 2, выполняют гидропескоструйную перфорацию в двух интервалах: нижнем 3 и верхнем 4, промывают забой скважины, оборудуют колонну лифтовых труб 5 разобщающим устройством 6, располагаемым между нижними и верхними отверстиями гидропескоструйной перфорации, и двумя обратными клапанами, нижним 7, открывающимся наружу, и верхним 8, открывающимся внутрь полости лифтовых труб, подключают к устью скважины 1 через запорные устройства 9 и 10 распределительную гребенку 11, сообщенную через обратные клапаны 12 с передвижным парогенератором 13, воздушным компрессором 14, насосными агрегатами 15 и 16, устанавливают емкости для воды 17 и реагентов 18 и 19, на устье скважины устанавливают манометры 20 и 21. Для проведения замеров температуры на устье и забое скважины устанавливают термометры - на чертеже не показано.

Проводят исследование скважины на продуктивность, определяют обводненность добываемой продукции и отбирают ее часть на исследования. Проводят лабораторные исследования для определения параметров кинетики реакций жидкофазного окисления углеводородов, отобранных из ПЗП выбранной для обработки скважины. После этого начинают процесс нагрева нижней части ПЗП и ввода в нее кислородосодержащего агента, в частности воздуха или паровоздушной смеси. Нагрев нижней части ПЗП можно осуществлять различными известными способами, например, с использованием глубинных электронагревателей, закачки пара, реагентов, взаимодействующих между собой с выделением тепла, и др., в том числе комбинируя и используя одновременно различные способы для ускорения начала и интенсификации процесса окисления нефти. Интенсифицировать начало жидкофазного окисления нефти можно также за счет ввода катализаторов окисления. При достижении в нижней части забоя скважины заданной температуры, определенной с учетом результатов лабораторных исследований жидкофазного окисления углеводородов пластового флюида, подачу тепла в нижнюю часть ПЗП прекращают и продолжают закачку в нее кислородосодержащего агента, в частности воздуха или паровоздушной смеси, при этом вводимый в нижнюю часть ПЗП кислород окисляет нефть с выделением тепла, что способствует росту температуры в нижней части ПЗП без ввода в нее тепла от других источников. После ввода в нижнюю часть ПЗП расчетного объема кислорода, необходимого для нагрева за счет жидкофазного окисления нефти нижней части ПЗП до температуры коксования углеводородов, скважину заполняют водой и оставляют при закрытых запорных устройствах 9 и 10 на 3-5 суток для завершения окислительных реакций и нагрева верхней части ПЗП за счет поступления тепла с нижней части ПЗП. При этом в нижней части ПЗП в результате окисления нефти при температуре коксования образуется твердый углеводородный осадок - кокс, заполняющий пустоты, сообщающие подошвенную воду в нижней части ПЗП со скважиной. В верхней части ПЗП температура поддерживается ниже минимальной величины, при которой возможно образование кокса. Затем скважину осваивают известными способами, например путем закачки в затрубное пространство углеводородов или азота, при этом нижний обратный клапан закрывается, а верхний открывается, и через него поступает в лифтовую колонну труб и сообщенную с ней систему нефтегазосбора продукция из верхней части ПЗП. В процессе освоения и последующей эксплуатации скважины отбирают пробы попутного газа, определяют содержание в нем кислорода. Если объемное содержание кислорода превышает 5%, освоение или эксплуатацию скважины прекращают, скважину заполняют водой и оставляют на завершение окислительных реакций еще на 3-5 суток.

После вывода скважины на устойчивый режим эксплуатации проводят гидродинамические исследования, определяют обводненность добываемой продукции, сравнивают полученные результаты с данными, полученными перед обработкой скважины.

Использование предлагаемого способа дает следующие преимущества:

- устраняется негативное влияние образующегося при окислении углеводородов кокса на дебит скважины, что увеличивает добычу;

- снижается обводненность добываемой продукции из-за ухудшения гидродинамической связи между скважинной и подошвенной водой вследствие закупорки коксом фильтрационных каналов;

- увеличивается межремонтный период скважины.

Экономический эффект складывается из дополнительной добычи углеводородов, увеличения межремонтного периода и снижения затрат на КРС.

Изобретение относится к нефте- и газодобывающей промышленности, в частности к способам повышения эффективности добычи углеводородов. Наибольшее применение изобретение найдет при эксплуатации залежей и месторождений высоковязких нефтей. Обеспечивает повышение эффективности процесса добычи углеводородов из скважины. Сущность изобретения: осуществляют проведение в добывающей скважине гидропескоструйной перфорации, установку разобщающего устройства - пакера и обратных клапанов, закачку окислителя и тепловую обработку призабойной зоны пласта, в котором перед началом работ отбирают пластовый флюид. Определяют температуру начала жидкофазного окисления и температуру образования кокса, проводят вскрытие продуктивного пласта и устанавливают гидродинамическую связь с пластом посредством гидропескоструйной перфорации в двух интервалах продуктивного пласта -нижнем и верхнем. Разобщающее устройство устанавливают между отверстиями нижнего и верхнего интервалов гидропескоструйной перфорации. Нижний обратный клапан, открывающийся наружу, размещают в колонне лифтовых труб ниже разобщающего устройства, а верхний обратный клапан, открывающийся внутрь полости лифтовых труб, - выше разобщающего устройства. После этого нагревают нижнюю часть призабойной зоны пласта до температуры начала жидкофазного окисления углеводородов пластового флюида и одновременно с этим и/или после подают в нижнюю часть призабойной зоны пласта по колонне лифтовых труб, через нижний обратный клапан и нижние отверстия гидропескоструйной перфорации, окислитель. Разогревают углеводороды пластового флюида до температуры образования кокса, а освоение скважины и отбор из нее продукции после завершения окислительных реакций в пласте осуществляют через верхние отверстия гидропескоструйной перфорации, верхний обратный клапан и полость колонны лифтовых труб. 1 ил.

Способ добычи углеводородов, включающий проведение в добывающей скважине гидропескоструйной перфорации, установку разобщающего устройства и обратных клапанов, закачку окислителя и тепловую обработку призабойной зоны пласта, отличающийся тем, что отбирают пластовый флюид, определяют температуру начала жидкофазного окисления и температуру образования кокса, проводят вскрытие продуктивного пласта и устанавливают гидродинамическую связь с пластом посредством гидропескоструйной перфорации в двух интервалах продуктивного пласта - нижнем и верхнем, разобщающее устройство устанавливают между отверстиями нижнего и верхнего интервалов гидропескоструйной перфорации, нижний обратный клапан, открывающийся наружу, размещают в колонне лифтовых труб ниже разобщающего устройства, а верхний обратный клапан, открывающийся внутрь полости лифтовых труб, - выше разобщающего устройства, после чего нагревают нижнюю часть призабойной зоны пласта до температуры начала жидкофазного окисления углеводородов пластового флюида и одновременно с этим и/или после подают в нижнюю часть призабойной зоны пласта по колонне лифтовых труб через нижний обратный клапан и нижние отверстия гидропескоструйной перфорации, окислитель, разогревают углеводороды пластового флюида до температуры образования кокса, а освоение скважины и отбор из нее продукции после завершения окислительных реакций в пласте осуществляют через верхние отверстия гидропескоструйной перфорации, верхний обратный клапан и полость колонны лифтовых труб.