СПОСОБ РАЗРАБОТКИ БИТУМНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ИЗОМЕТРИЧЕСКОЙ ФОРМЫ Российский патент 2014 года по МПК E21B43/24 E21B7/04 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке и освоению битумных месторождений путем теплового воздействия на пласт, и касается способов добычи тяжелой высоковязкой нефти и природных битумов.

Анализ существующего уровня техники в данной области показал следующее.

Освоение альтернативных источников углеводородного сырья, среди которых в качестве наиболее перспективных рассматриваются месторождения с трудноизвлекаемыми запасами и природными битумами, является одной из важнейших задач топливно-энергетической отрасли.

Подавляющее число осуществляемых проектов разработки месторождений тяжелой нефти и природных битумов связано с термическими методами воздействия на пласт.

Одним из перспективных направлений развития термических методов добычи природных битумов является совершенствование скважинного теплового метода. Подогрев тяжелых высоковязких нефтей и природных битумов - надежный и почти единственный, практически применяемый способ снижения вязкости до восстановления их текучести.

Известен способ добычи вязкой нефти или битума из пласта (см. а.с. СССР №834339, кл. Е21В 43/24, опубл. БИ №20 за 1981 г.), включающий нагрев пласта путем закачки в него теплоносителя и газа, при этом до последующего нагрева пласта газ закачивают периодически.

Способ позволяет частично снизить энергетические затраты.

Недостатком способа является низкая эффективность извлечения битума и отсутствие объективного контроля за процессом его вытеснения. Кроме того, способ является сложным и трудоемким в исполнении.

Относительно близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому способу является способ разработки трещиноватого нефтяного пласта (см. патент RU №2145664, кл. Е21В 43/24, опубл. БИ №5 за 2000 г.), включающий проходку горной выработки ниже нефтяного пласта, бурение из нее пологовосстающих нагнетательных и добывающих скважин по нефтяному пласту, закачку в них пара и отбор нефти.

Однако эффективность вытеснения остается низкой из-за того, что процесс распределения теплоносителя в пласте является неконтролируемым, а осуществление способа требует больших материальных и энергетических затрат. Способ отличается сложностью и трудоемкостью при использовании, при этом основным недостатком данного способа является невозможность его применения для залежей изометрической формы.

Наиболее близкими техническими решениями, принятыми нами в качестве прототипов, являются способы разработки битумного месторождения (см. патент RU №2225942, кл. Е21В 43/24, опубл. 20.03.2004 г. и патент RU №2307926, кл. Е21В 43/24, опубл. 10.10.2007 г.).

Способы разработаны для освоения битумных залежей тепловыми скважинными методами для вытянутой морфогенетической формы залежи. Разогрев пласта осуществляется с помощью горизонтальной синусоидальной скважины по предварительно осушенному пласту. Осушение пласта от напорных подземных вод как технологическая операция всей технологии разработки битумных залежей предложена впервые в мире. Такая операция позволит существенно уменьшить затраты теплоносителя, увеличить скорость и площадь нагрева пласта.

Недостатком способов является то, что разогреву подвергаются недостаточно большие площади пласта и объем разогреваемых участков пласта. Данная технология малоприменима для залежей изометрической формы.

Задачей изобретения является создание способа эффективного вытеснения битума и увеличения, тем самым, извлекаемых запасов за счет стабилизации теплового воздействия на пласт, возможности контроля за распределением теплоносителя в пласте и под пластом, а также за счет увеличения охвата пласта тепловым воздействием.

Поставленная задача достигается описываемым способом разработки битумных месторождений изометрической формы.

В предлагаемой заявке разработана теплофизическая модель тепломассопереноса в предварительно осушенном битумном пласте, что позволяет численно определить радиус и скорость разогрева битума морфогенетических типов битумных залежей изометрической формы.

Способ представляет собой законченную технологию бурения теплонагнетательных скважин кольцевого профиля и бурения вертикальной дренажно-добычной скважины. Эти объекты являются технико-технологическом обеспечением всей технологии освоения, где теплонагнетательная скважина кольцевого профиля является основой предлагаемого изобретения. Технология строительства теплонагнетательной скважины кольцевого профиля является самостоятельным патентносодержательным объектом.

Способ разработки битумных месторождений изометрической формы поясняется чертежом на фигуре 1, где:

- S-1 - длинная стрелка - вектор теплового потока (вынужденная конвекция);

- короткая стрелка - вектор поршневого вытеснения;

- S-2 - направление рассеяния теплового потока.

Теплофизическая модель освоения состоит из двух разных процессов.

1. Тепломассоперенос за счет вынужденной конвекции из теплонагнетательной скважины кольцевого профиля.

2. Поршневое вытеснение битума и высоковязкой нефти перегретым паром высокого давления от периферии залежи к вертикальной дренажно-добычной скважине.

Кольцевой профиль теплонагнетательной скважины позволяет увеличить скорость продвижения теплоносителя и снижение величины теплопотерь ориентировочно до 60% за счет встречных теплопотоков внутри кольца (см. фиг.1. S-1, S-2).

При таком распределении теплопотоков плотность потока определяется по формуле:

P=h(T_f-T_s)

где:

- Р - поток тепла через единицу площади или объема раздела фаз;

- h - коэффициент теплоотдачи;

- T_f - температура течения жидкости;

- T_s - температура твердой фазы.

Тепловой поток стремится к центру круга и вертикальной дренажно-добычной скважине. С продвижением теплового потока к центру он стремится к увеличению плотности, поскольку h - коэффициент теплоотдачи по всей площади круга существенно не меняется. Разность (T_f-T_s) стремится к увеличению, следовательно к увеличению плотности теплового потока, что прямо пропорционально уменьшению радиусу круга и длины дуги каждого сектора. Вертикальной дисперсией теплопотерь можно пренебречь, поскольку деформация теплового потока идет по напластованию песчаника, т.е. горизонтально, и градиент температур существенно больше вертикального. Кроме того, в кровле битумного пласта залегают глины с самыми малыми величинами теплопроводности, которые являются экраном тепловому, частично отражающему фронту, что, в конечном счете, увеличивает скорость прогрева пласта.

Время, необходимое для закачки в пласт расчетного объема пара, определяется радиусом прогрева, давлением нагнетателя и физическими параметрами пласта.

Ориентировочно радиус прогрева можно определить по формуле (потерями теплоты в кровле пласта можно пренебречь):

$$r=\sqrt{\frac{Q_{п}\cdot C_{п}\cdot \tau }{\pi \cdot h\cdot i}}$$

где:

- Q_п - объемный расход нагнетаемого в пласт пара, м³/ч;

- С_п - скрытая удельная теплота парообразования при давлении нагнетания, кДж/кг;

- τ - время, ч;

- h - толщина продуктивного пласта, м;

- i - удельное теплосодержание пласта в зоне пара при расчетном давлении, кДж/кг.

При изотермическом вытеснении нефти или битума паром влияние температуры на движение фронта теплообмена заключается:

- в предельном снижении вязкости и изменении подвижности битума и конденсированной воды с возможно минимальными затратами тепла;

- в тепловом расширении коллектора и заполняющей его жидкости;

- в изменении остаточной битумонасыщенности и относительной проницаемости.

При вытеснении нефти водяным паром он стремится к продвижению в верхних областях пласта. Область, занятая паром, расширяется, оставляя внутри пласта малое количество нефти - битума. Такой процесс иногда называется «паровым поршнем». (Бурже Ж., Сурио П., Камбану М. «Термические методы повышения нефтеотдачи пластов», 1999 г.).

Пример конкретного выполнения предлагаемого способа.

Технология строительства добычного элемента.

В центре круга строится скважина двойного назначения (вертикальная дренажно-добычная) в одной обсадной колонне.

Дренажная цель. Установлено, что теплопроводность пластовой воды на порядок больше, чем у битума. При откачке водобитумной смеси вода (t-7-8 град. Цельсия) подходила к скважине на порядок быстрее, чем вязкий битум, поэтому пласт охлаждался за 25-30 часов. Бурение вертикальной дренажно-добычной скважины с последующим обезвоживанием пласта и созданием воронки депрессии радиусом, равным или более радиусу изометрической залежи, позволит разогреть битумный пласт с наибольшей скоростью и с наименьшими теплозатратами. Станет возможным применить для уменьшения адгезии битума и минералов коллектора нанотехнологий, что невозможно сделать в присутствии напорных вод.

Способ представляет собой законченную технологическую разработку по освоению залежей природного битума и высоковязкой нефти изометрической формы и состоит из следующих этапов:

1) Бурение теплонагнетательной скважины кольцевого профиля или нескольких кольцевых скважин.

2) Строительство в центре кольца вертикальной дренажно-добычной скважины (в одной обсадной колонне). Осушение битумной залежи ниже подошвы битумного пласта путем создания депрессионной воронки необходимого размера и площади.

3) Нагнетание теплоносителя и разогрев внутрикольцевого пространства битумной залежи изометрической формы.

4) Добыча разогретого битума из вертикальной дренажно-добычной скважины.

Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа разработки битумных месторождений изометрической формы определяется главным образом увеличением площади охвата продуктивного пласта, существенным снижением энергозатрат, уменьшением тепловых потерь (более чем на 60%), увеличением скорости продвижения теплоносителя, существенным уменьшением затрат на обезвоживание добытого сырья и увеличением извлекаемых запасов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение извлекаемых запасов за счет стабилизации теплового воздействия на пласт, возможности контроля за распределением теплоносителя в пласте и под пластом, а также за счет увеличения охвата пласта тепловым воздействием. Способ разработки битумных месторождений изометрической формы включает бурение теплонагнетательных скважин, закачку теплоносителя в пласт, бурение дренажной скважины, обезвоживание пласта и отбор продукции из пласта, причем при разработке месторождений изометрической формы бурят теплонагнетательные скважины кольцевого профиля, при этом тепломассоперенос осуществляется за счет вынужденной конвекции из теплонагнетательной скважины, а отбор продукции из пласта осуществляют через вертикальные дренажно-добычные скважины путем поршневого вытеснения битума и высоковязкой нефти перегретым паром высокого давления от периферии залежи к вертикальной дренажно-добычной скважине, а плотность потока определяют по формуле: Р=h(T_f-T_s), где Р - поток тепла через единицу площади или объема раздела фаз; h - коэффициент теплоотдачи; T_f - температура течения жидкости; T_s - температура твердой фазы, при этом радиус прогрева определяют по формуле: $$r=\sqrt{\frac{Q_{п}\cdot C_{п}\cdot \tau }{\pi \cdot h\cdot i}}$$ , где Q_п - объемный расход нагнетаемого в пласт пара, м³/ч; С_п - скрытая удельная теплота парообразования при давлении нагнетания, кДж/кг; τ - время, ч; h - толщина продуктивного пласта, м; i - удельное теплосодержание пласта в зоне пара при расчетном давлении, кДж/кг. 1 пр., 1 ил.

Способ разработки битумных месторождений изометрической формы, включающий бурение теплонагнетательных скважин, закачку теплоносителя в пласт, бурение дренажной скважины, обезвоживание пласта и отбор продукции из пласта, отличающийся тем, что при разработке месторождений изометрической формы бурят теплонагнетательные скважины кольцевого профиля, при этом тепломассоперенос осуществляется за счет вынужденной конвекции из теплонагнетательной скважины, а отбор продукции из пласта осуществляют через вертикальные дренажно-добычные скважины путем поршневого вытеснения битума и высоковязкой нефти перегретым паром высокого давления от периферии залежи к вертикальной дренажно-добычной скважине, а плотность потока определяют по формуле:
P=h(T_f-T_s),
где
Р - поток тепла через единицу площади или объема раздела фаз;
h - коэффициент теплоотдачи;
T_f - температура течения жидкости;
T_s - температура твердой фазы,
причем радиус прогрева определяют по формуле:
,
где
Q_п - объемный расход нагнетаемого в пласт пара, м³/ч;
С_п - скрытая удельная теплота парообразования при давлении нагнетания, кДж/кг;
τ - время, ч;
h - толщина продуктивного пласта, м;
i - удельное теплосодержание пласта в зоне пара при расчетном давлении, кДж/кг.