СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МНОГОПЛАСТОВОГО ОБЪЕКТА С ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТЬЮ Российский патент 2016 года по МПК E21B36/04 E21B43/24 E21B47/00 

Способ разработки многопластового объекта с высоковязкой нефтью

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовых нефтяных залежей с высоковязкой нефтью заводнением через многозабойные горизонтальные скважины (МЗГС).

Известен термогидродинамический способ воздействия на призабойную зону, включающий повышение давления нагревом жидкости в изолированном пакерами интервале скважины против продуктивного пласта до достижения его декольматации, а также гидроразрыва. Согласно известному способу, нагрев жидкости в изолированном интервале скважины против продуктивного пласта производят за счет турбулентного движения жидкости при ее механическом перемешивании подвижными элементами, расположенными на валу электродвигателя, и предотвращении ее закручивания неподвижными элементами (патент РФ 2164597, кл. Е21В43/25, опубл. 27.03.2001).

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ термодинамического воздействия на призабойную зону нефтяной скважины, включающий спуск в скважину электронагревателя, закачку в скважину холодного теплоносителя, изоляцию призабойной зоны пакером, разогрев теплоносителя с помощью электронагревателя и подачу его в продуктивный пласт под давлением, превышающим пластовое давление. Согласно изобретению, спуск электронагревателя в скважину производят с помощью насосно-компрессорной трубы ниже перфорационных отверстий обсадной колонны, теплоноситель закачивают во внутренний канал электронагревателя, турбулизируют поток теплоносителя во внутреннем канале электронагревателя, затем дополнительно нагревают теплоноситель за счет теплообмена с наружной стенкой корпуса электронагревателя и подают в продуктивный пласт под давлением и с расходом, которые формируют на поверхности (патент РФ 2188316, кл. Е21В43/25, опубл. 27.08.2002 - прототип).

Общим недостатком известных способов является низкая степень нагрева закачиваемой жидкости, соответственно воздействие на высоковязкую нефть в коллекторе не достаточно эффективное, коэффициент нефтеизвлечения остается низким. Кроме того, если разрабатываемый объект является многопластовым, причем вязкость нефти в каждом пласте различная, то нагревать закачиваемую жидкость для каждого пласта необходимо в различной степени, что не позволяют сделать данные способы.

В предложенном изобретении решается задача повышения коэффициента нефтеизвлечения многопластовых нефтяных залежей с высоковязкой нефтью.

Задача решается тем, что в способе разработки многопластового объекта с высоковязкой нефтью, включающем бурение добывающих и нагнетательных скважин, спуск электронагревателей в нагнетательные скважины, закачку холодного рабочего агента в нагнетательные скважины, разогрев рабочего агента с помощью электронагревателей в скважине, закачку нагретого рабочего агента в продуктивные пласты, отбор продукции добывающими скважинами, согласно изобретению, выбирают объект, в котором хотя бы один из пластов имеет вязкость более 200 мПа·с, в каждый продуктивный пласт из вертикальной нагнетательной скважины бурят боковые горизонтальные стволы, либо бурят многозабойную горизонтальную нагнетательную скважину с проводкой горизонтальных стволов в каждом пласте, в пласте с наименьшей проницаемостью k_min бурят горизонтальный ствол длиной L_kmin, в остальных пластах - пропорционально соотношению проницаемостей по формуле L_n=L_kmin·k_min/k_n, где k_n - проницаемость n-ого пласта, все горизонтальные стволы размещают параллельно фронту вытеснения к добывающей скважине, в качестве рабочего агента используют воду, в каждый горизонтальный ствол спускают на кабеле забойный нагреватель мощностью W_n, позволяющий повышать температуру воды в данном стволе до T_n, и постепенно снижать вязкость нефти в каждом пласте до одинакового значения µ^′ по мере закачки нагретой воды, температуру Т_n определяют для значения µ^′ по графикам зависимости вязкости нефти от температуры для каждого пласта, забойные нагреватели размещают в центре горизонтальных стволов, закачку воды в нагнетательную скважину ведут через термоизолированную трубу с установленным в межтрубном пространстве выше верхнего продуктивного пласта пакером, процесс закачки осуществляют циклически с периодом закачки t_з и периодом выдержки t на нагрев воды, причем t≥t_з, на время периода закачки t_з забойные нагреватели отключают, при превышении расстояния между пластами по глубине более чем на 20 м, закачку ведут с помощью оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации, мощность W_n забойных нагревателей рассчитывают по формуле

$$W_n=\frac{с\cdot \rho \cdot L_n\cdot (T_n-T_0)}{K\cdot \left(\frac{1}{q}-\frac{1}{q_{\max }}\right)\cdot \sum L_n}$$ , Вт,

где ρ - плотность закачиваемой воды, кг/м³,

с - удельная теплоемкость закачиваемой воды, Дж/(кг·K),

L_n - длина горизонтального ствола в n-ом пласте, м,

Т₀ - температура закачиваемой с поверхности воды, °C,

Т_n - температура закачиваемой воды после нагрева в горизонтальном стволе в n-ого пласта, °C,

K - коэффициент теплопотерь, K=0,5-0,8 д.ед.

∑L_n - длина горизонтального ствола в n-ом пласте, м,

q - приемистость нагнетательной скважины, рассчитанная на тепловой гидродинамической модели как наиболее оптимальная, м³/сут,

q_max - максимально возможная приемистость нагнетательной скважины, м³/сут.

Сущность изобретения

На нефтеотдачу многопастовой нефтяной залежи, коллектор которого в большинстве случаев представлен карбонатными породами с высоковязкой нефтью (более 30 мПа·с), существенное влияние оказывает температура закачиваемой воды как для вытеснения нефти и поддерживания пластового давления, так и для снижения вязкости нефти. Существующие технические решения не в полной мере позволяют эффективно разрабатывать многопластовые нефтяные залежи с высоковязкой нефтью. В предложенном изобретении решается задача повышения коэффициента нефтеизвлечения многопластовых нефтяных залежей с высоковязкой нефтью. Задача решается следующим образом.

На фиг. 1 представлено схематическое изображение участка нефтяной залежи в разрезе А-А. На фиг. 2 приведено схематическое изображение участка залежи в плане. На фиг. 3 представлены зависимости вязкости нефти от температуры для пластов рассматриваемой залежи. Обозначения: 1 - участок нефтяной залежи, 2 - нагнетательная МЗГС, 3 - добывающая скважина, 4-6 - забойные нагреватели, I, II, III - нефтенасыщенные пласты, µ^′ - вязкость нефти, до которой необходимо снизить первоначальную вязкость нефти пластов I, II, III, S - расстояние между стволами МЗГС 2 и добывающей скважиной 3, Т_I, Т_II, Т_III - температуры, до которых необходимо нагреть закачиваемую воду для постепенного снижения вязкости нефти до значения µ′, А, В, С - горизонтальные стволы МЗГС 2, µ_I, µ_II, µ_III - вязкости нефти пластов I, II, III.

Способ реализуют следующим образом.

Выбирают залежь нефти, в которой хотя бы один из пластов имеет вязкость более 200 мПа·с. Если вязкость нефти пластов менее 200 мПа·с, то, согласно расчетам, применение нагрева воды значительно снижает экономическую эффективность ввиду отсутствия льгот на добычу полезных ископаемых.

На выбранном участке 1 нефтяной залежи (фиг. 1), представленном многопластовым объектом (например, тремя пластами I, II, III), бурят нагнетательную МЗГС 2, либо из уже пробуренной вертикальной нагнетательной скважины забуривают в каждый пласт по одному горизонтальному стволу А, В, С. В районе нагнетательной скважины присутствуют одна или несколько добывающих скважин. Рассмотрим пару скважин: одну вертикальную добывающую 3 и одну нагнетательную МЗГС 2. Проницаемости пластов I, II, III составляют соответственно k_I, k_II, k_III. Динамическая вязкость нефти в пластовых условиях пластов I, II, III составляет соответственно µ_I, µ_II, µ_III. Пусть, например, наименьшей является проницаемость k_III. В пласте III бурят горизонтальный ствол С длиной L_III. Длину стволов А и В скважины 2 рассчитывают и выполняют из соотношения проницаемостей по формуле

$$L_n=L_{k_{\min }}\cdot \frac{k_{\min }}{k_n}$$ (1),

где L_n - длина рассчитываемого ствола в n-ом пласте, м,

L_kmin - длина ствола в пласте с наименьшей проницаемостью k_min, м,

k_min - пласт с наименьшей проницаемостью, мД,

k_n - проницаемость n-ого пласта, мД,

Стволы А, В, С МЗГС 2 размещают параллельно фронту вытеснения к добывающей скважине 3 на расстоянии S от нее (фиг.2), что позволяет снизить скорость обводнения продукции скважины 3.

Данный подход, согласно исследованиям, позволяет повысить равномерность выработки запасов пластов I, II, III, снизив влияние неоднородности по проницаемости. Расчеты показали, что для того, чтобы выработка запасов нефти из пластов происходила еще более равномерно, необходимо также уменьшить влияние разницы в вязкостях нефти в пластах I, II, III. Для этих целей в каждый ствол А, В, С спускают на кабеле забойные нагреватели 4-6. Для предотвращения теплопотерь закачку воды проводят через термоизолированные трубы с установленным в межтрубном пространстве выше продуктивного пласта I пакером. При превышении расстояния между пластами по глубине более чем на 30 м, закачку ведут с помощью оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации. Согласно расчетам, расстояние более 30 м приводит к большим теплопотерям в вертикальном стволе скважины 2, что снижает эффективность нагрева пласта и соответственно нефтеотдачу.

На основе расчетов на тепловой гидродинамической модели подбирают значение вязкости нефти µ^′, до которой необходимо снизить первоначальную вязкость пластов для достижения максимально рентабельной нефтеотдачи (т.е. с учетом окупаемости затрат на нагрев воды). При этом рассчитанная приемистость в нагнетательную скважину 2 составляет q, а максимально возможная приемистость - q_maх.

По данным лабораторных исследований строят графики зависимости вязкости нефти µ_I, µ_II, µ_III в пластовых условиях от температуры (фиг.3) для каждого пласта I, II, III, т.е. µ=f(Т). Задавшись вязкостью µ′ для всех трех пластов, определяют по графикам требуемую температуру Т_I, Т_II, Т_III, которую необходимо передавать соответствующим пластам I, II, III для их нагрева, т.е. полученные значения - рабочая температура забойных нагревателей 4-6 .

Чтобы нагреть воду в n-ом стволе скважины до температуры Т_n, ей необходимо передать количество теплоты от забойного нагревателя в количестве:

$${А}_n=\mathrm{0,25}\cdot \pi \cdot d_n{}^2\cdot L_n\cdot \rho \cdot c\cdot (T_n-T_0)/K$$ , Дж, (2)

где d_n - диаметр ствола в n-ом пласте, м,

ρ - плотность закачиваемой воды, кг/м³,

с - удельная теплоемкость закачиваемой воды, Дж/(кг·K),

Т₀ - температура закачиваемой с поверхности воды, °C,

Т_n - температура закачиваемой воды после нагрева в стволе в n-ого пласта, °C,

K - коэффициент теплопотерь, K=0,5-0,8 д.ед.,

π=3,14.

Суммарный объем воды в горизонтальных стволах А, В, С составляет:

$$V=\mathrm{0,25}\cdot \pi \cdot d_n{}^2\cdot \Sigma L_n$$ , м³ (3),

где ∑L_n - длина горизонтального ствола в n-ом пласте, м.

Процесс закачки воды осуществляют циклически с периодом закачки t_з и периодом выдержки t на нагрев воды. Исследования показали, что время t_з продавки нагретой воды не должно превышать времени t самого нагрева этой воды, т.е. t≥t_з, в противном случае нефтеотдача оказывается ниже. Время нагрева t можно определить, как разницу между общим временем цикла t_общ и временем закачки t_з:

$$t=t_{общ}-t_{з}=\frac{V}{q}-\frac{V}{q_{\max }}$$ (4).

Мощность W_n нагревателя в n-ом пласте позволяет передать количество теплоты A_n за время t, т.е. W_n=A_n/t (5).

Подставив (2), (3) и (4) в (5) и произведя преобразования, можно записать:

$$W_n=\frac{с\cdot \rho \cdot L_n\cdot (T_n-T_0)}{K\cdot \left(\frac{1}{q}-\frac{1}{q_{\max }}\right)\cdot \sum L_n}$$ , Вт (6),

где q - приемистость нагнетательной скважины, рассчитанная на тепловой гидродинамической модели как наиболее оптимальная, м³/сут,

q_max - максимально возможная приемистость, м³/сут.

Таким образом, за одинаковое время t, разные по мощности W_n забойные нагреватели 4-6 позволяют нагревать закачиваемую воду в стволах А, В, С, а соответственно и повышать температуру пластов I, II, III, уменьшать значения вязкости нефти µ_I, µ_II, µ_III до примерно одинаковых значений µ^′. В свою очередь одинаковые значения вязкости нефти µ^′ в пластах I, II, III и одинаковая скорость фильтрации закачиваемой воды (ввиду различной длины горизонтальных стволов А, В, С) приводят к равномерности выработки запасов в целом по всем пластам.

Забойные нагреватели размещают в центре стволов. Согласно расчетам, это позволяет снизить теплопотери. На время периода закачки t_з забойные нагреватели отключают, что позволяет уменьшить затраты на электроэнергию.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка 1 залежи.

Результатом внедрения данного способа является повышение нефтеотдачи нефтяной залежи.

Примеры конкретного выполнения способа

Пример 1. На участке 1 нефтяной залежи (фиг. 1) массивного типа, представленном тремя пластами I, II, III бурят нагнетательную МЗГС 2 и вертикальную добывающую скважину 3 . Проницаемости пластов I, II, III составляют соответственно k_I=100 мД, k_II=200 мД, k_III=50 мД. Динамическая вязкость нефти в пластовых условиях пластов I, II, III составляет соответственно µ_I=100 мПа·с, µ_II=400 мПа·с, µ_III=200 мПа·с. Расстояние между пластами по глубине составляет 5-10 м.

В пласте III бурят горизонтальный ствол С длиной L_III=400 м. Тогда длина стволов А и В скважины 2 составит, согласно уравнению (1):

$$L_I=L_{III}\cdot \frac{k_{III}}{k_I}=400\cdot \frac{50}{100}=200$$ м,

$$L_{II}=L_{III}\cdot \frac{k_{III}}{k_{II}}=400\cdot \frac{50}{200}=100$$ м.

Стволы А, В, С МЗГС 2 выполняют диаметром d_n=146 мм и размещают параллельно фронту вытеснения к добывающей скважине 3 на расстоянии S=300 м от нее (фиг.2). В каждый ствол А, В, С спускают на кабеле забойные нагреватели 4-6. Закачку воды проводят через термоизолированные трубы с установленным в межтрубном пространстве выше продуктивного пласта I пакером. Температура закачиваемой воды составляет t₀=20°С, плотность ρ=1100 кг/м³.

На основе расчетов на тепловой гидродинамической модели подбирают значение вязкости нефти µ^′=20 мПа·с, до которой необходимо снизить первоначальную вязкость пластов для достижения максимально рентабельной нефтеотдачи (т.е. с учетом окупаемости затрат на нагрев воды). При этом оптимальная рассчитанная приемистость в нагнетательную скважину 2 составляет q=80 м³/сут, максимально возможная приемистость - q_max=300 м³/сут.

По данным лабораторных исследований строят графики зависимости вязкости нефти µ_I, µ_II, µ_III в пластовых условиях от температуры (фиг.3) для каждого пласта I, II, III, т.е. µ=f(Т). Задавшись вязкостью µ^′=20 мПа·с для всех трех пластов, определяют по графикам требуемые температуры Т_I=58°С, Т_II=100°С, Т_III=77°С, которые необходимо передавать соответствующим пластам I, II, III для их нагрева, т.е. полученные значения - рабочие температуры забойных нагревателей 4-6 .

Закачка q=80 м³/сут воды в скважину 2 объемами по $$V=\mathrm{0,25}\cdot \mathrm{3,14}\cdot {\mathrm{0,146}}^2\cdot (200+100+400)=\mathrm{11,7}$$ м³ должна осуществляться 80/11,7=7 раз или каждые 3,4 ч=204 мин. Примем, что закачку будут осуществлять с максимальным расходом q_max=300 м³/сут, тогда для закачки 11,7 м³ потребуется t_з=60·24·11,7/300=56 мин. Таким образом, на передачу тепла A_n остается t=204-56=148 мин.

По формуле (6) рассчитаем требуемую мощность нагревателей, передающих количество теплоты, необходимое для нагрева воды в каждом стволе до соответствующих температур Т_I, Т_II, Т_III, принимаем K=0,7 д.ед.:

$$W_I=\frac{4200\cdot 1100\cdot 200\cdot (58-20)}{\mathrm{0,7}\cdot \left(\frac{1}{80}-\frac{1}{300}\right)\cdot (200+100+400)}=\mathrm{90,5}$$ кВт,

$$W_{II}=\frac{4200\cdot 1100\cdot 100\cdot (100-20)}{\mathrm{0,7}\cdot \left(\frac{1}{80}-\frac{1}{300}\right)\cdot (200+100+400)}=\mathrm{95,3}$$ кВт,

$$W_{III}=\frac{4200\cdot 1100\cdot 400\cdot (77-20)}{\mathrm{0,7}\cdot \left(\frac{1}{80}-\frac{1}{300}\right)\cdot (200+100+400)}=\mathrm{271,5}$$ кВт,

Под данные мощности W_n подбирают забойные нагреватели, например марки МЭН 50-122. При необходимости устанавливают последовательно несколько секций нагревателей для достижения требуемой мощности.

Таким образом, процесс закачки воды в нагнетательную МЗГС 2 ведут циклически с периодом закачки t_з=56 мин и периодом нагрева t=148 мин.

Аналогично разрабатывают остальные участки залежи.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи.

Пример 2. Выполняют как пример 1. Расстояние между пластами I, II, III по глубине составляет 30-40 м. Закачку ведут с помощью оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации с таким же общим расходом q=80 м³/сут.

В результате разработки участка залежи, состоящего из одной нагнетательной МЗГС и двух добывающих вертикальных скважин, расположенных на одинаковом расстоянии по обе стороны от нагнетательной скважины, которое ограничили обводнением добывающих скважин до 98%, было добыто 176,3 тыс. т. нефти, коэффициент извлечения нефти (КИН) составил 0,417 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях добыто 158,6 тыс. т. нефти, КИН составил 0,375 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,042 д.ед.

Предлагаемый способ позволяет повысить коэффициент нефтеизвлечения нефтяной залежи.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения коэффициента нефтеизвлечения многопластовых нефтяных залежей с высоковязкой нефтью.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовых нефтяных залежей с высоковязкой нефтью заводнением через многозабойные горизонтальные скважины. Способ разработки многопластового объекта с высоковязкой нефтью включает бурение добывающих и нагнетательных скважин, спуск электронагревателей в нагнетательные скважины, закачку холодного рабочего агента в нагнетательные скважины, разогрев рабочего агента с помощью электронагревателей в скважине. Осуществляют закачку нагретого рабочего агента в продуктивные пласты. Производят отбор продукции добывающими скважинами. При этом выбирают объект, в котором хотя бы один из пластов имеет вязкость более 200 мПа·с. В каждый продуктивный пласт из вертикальной нагнетательной скважины бурят боковые горизонтальные стволы, либо бурят многозабойную горизонтальную нагнетательную скважину с проводкой горизонтальных стволов в каждом пласте. В пласте с наименьшей проницаемостью k_min бурят горизонтальный ствол длиной L_kmin, в остальных пластах - пропорционально соотношению проницаемостей по приведенному матемалическому выражению. Все горизонтальные стволы размещают параллельно фронту вытеснения к добывающей скважине. В качестве рабочего агента используют воду. В каждый горизонтальный ствол спускают на кабеле забойный нагреватель мощностью W_n, позволяющий повышать температуру воды в данном стволе до T_n, и постепенно снижать вязкость нефти в каждом пласте до одинакового значения µ^′ по мере закачки нагретой воды. Температуру Т_n определяют для значения µ^′ по графикам зависимости вязкости нефти от температуры для каждого пласта. Забойные нагреватели размещают в центре горизонтальных стволов. Закачку воды в нагнетательную скважину ведут через термоизолированную трубу с установленным в межтрубном пространстве выше верхнего продуктивного пласта пакером. Процесс закачки осуществляют циклически с периодом закачки t_з и периодом выдержки t на нагрев воды, причем t≥t_з, на время периода закачки t_з забойные нагреватели отключают, при превышении расстояния между пластами по глубине более чем на 30 м. Закачку ведут с помощью оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации, мощность W_n забойных нагревателей рассчитывают по приведенному математическому выражению. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи нефтяной залежи. 2 пр., 3 ил.

Способ разработки многопластового объекта с высоковязкой нефтью, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, спуск электронагревателей в нагнетательные скважины, закачку холодного рабочего агента в нагнетательные скважины, разогрев рабочего агента с помощью электронагревателей в скважине, закачку нагретого рабочего агента в продуктивные пласты, отбор продукции добывающими скважинами, отличающийся тем, что выбирают объект, в котором хотя бы один из пластов имеет вязкость более 200 мПа·с, в каждый продуктивный пласт из вертикальной нагнетательной скважины бурят боковые горизонтальные стволы, либо бурят многозабойную горизонтальную нагнетательную скважину с проводкой горизонтальных стволов в каждом пласте, в пласте с наименьшей проницаемостью k_min бурят горизонтальный ствол длиной L_kmin, в остальных пластах - пропорционально соотношению проницаемостей по формуле L_n=L_kmin·k_min/k_n, где k_n - проницаемость n-ого пласта, все горизонтальные стволы размещают параллельно фронту вытеснения к добывающей скважине, в качестве рабочего агента используют воду, в каждый горизонтальный ствол спускают на кабеле забойный нагреватель мощностью W_n, позволяющий повышать температуру воды в данном стволе до T_n, и постепенно снижать вязкость нефти в каждом пласте до одинакового значения µ^′ по мере закачки нагретой воды, температуру Т_n определяют для значения µ^′ по графикам зависимости вязкости нефти от температуры для каждого пласта, забойные нагреватели размещают в центре горизонтальных стволов, закачку воды в нагнетательную скважину ведут через термоизолированную трубу с установленным в межтрубном пространстве выше верхнего продуктивного пласта пакером, процесс закачки осуществляют циклически с периодом закачки t_з и периодом выдержки t на нагрев воды, причем t≥t_з, на время периода закачки t_з забойные нагреватели отключают, при превышении расстояния между пластами по глубине более чем на 30 м, закачку ведут с помощью оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации, мощность W_n забойных нагревателей рассчитывают по формуле
$$W_n=\frac{с\cdot \rho \cdot L_n\cdot (T_n-T_0)}{K\cdot \left(\frac{1}{q}-\frac{1}{q_{\max }}\right)\cdot \sum L_n}$$ , Вт,
где ρ - плотность закачиваемой воды, кг/м³,
с - удельная теплоемкость закачиваемой воды, Дж/(кг·K),
L_n - длина горизонтального ствола в n-ом пласте, м,
Т₀ - температура закачиваемой с поверхности воды, °C,
Т_n - температура закачиваемой воды после нагрева в горизонтальном стволе в n-ого пласта, °C,
K - коэффициент теплопотерь, K=0,5-0,8 д.ед.,
∑L_n - длина горизонтального ствола в n-ом пласте, м,
q - приемистость нагнетательной скважины, рассчитанная на тепловой гидродинамической модели как наиболее оптимальная, м³/сут,
q_max - максимально возможная приемистость нагнетательной скважины, м³/сут.