СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ФЛЮИДОВ (12) Российский патент 2016 года по МПК E21B43/243 

Предлагаемое изобретение относится к области горного дела. Может быть использовано для добычи углеводородных флюидов, преимущественно - высоковязких нефти и природного битума, с применением тепла, образующегося при горении углеводородов в пласте.

Известен способ разработки нефтебитумной залежи [1], включающий проводку в пласте двух горизонтальных стволов параллельно между собой, закачку пара в верхнюю нагнетательную скважину и отбор продукции из нижней добывающей скважины. Недостатком известного способа [1] является низкая эффективность и результативность процесса извлечения нефти из нефтеносного пласта породы, особенно в тонких пластах, из-за больших тепловых потерь и невозможности контролировать распространение фронта вытеснения.

Известен способ извлечения жидких углеводородов из подземного пласта [2], включающий проводку в пласте одной горизонтальной добывающей скважины и одной вертикальной нагнетательной скважины, закачку пара в нагнетательную скважину и отбор продукции из нижней добывающей скважины. Недостатком известного способа [2] является низкая результативность процесса извлечения нефти из нефтеносного пласта породы, невозможность контроля распространения фронта теплоносителя (пара), низкая скорость его (процесса) распространения.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности, прототипом, является способ разработки залежи высоковязкой нефти [3], включающий строительство добывающей горизонтальной скважины в области подошвы продуктивного пласта, нагнетательной горизонтальной скважины над добывающей горизонтальной скважиной, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукции пласта из добывающей скважины.

Недостатком прототипа [3] является неудовлетворительная эффективность (результативность) процесса извлечения нефти из нефтеносного пласта породы, обусловленная необходимостью расходования большого количества рабочего агента при единовременной закачке по всей длине горизонтальной части ствола, сложность прогнозирования подземного распространения фронта горения из-за неопределенности границ и масштабов процесса, сложность контроля процесса горения и воздействия на процесс из-за неопределяемых объемов породы, одновременно в него (процесс) вовлеченных, затруднительность отбора нефти из-за непоследовательного (в хаотичной последовательности с неопределяемым и нерегулируемым местоположением) закоксовывания горизонтального участка ствола.

Целью заявляемого изобретения является повышение эффективности процесса флюидоизвлечения из флюидоносного пласта (повышение флюидоотдачи пласта) породы, повышение добычи углеводородных энергоносителей - флюидов, например, высоковязких нефтей и природных битумов, обеспечение контроля и регулирования процесса внутрипластового горения и прогрева горных пород.

Цели достигают тем, что осуществляют способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или природных битумов, включающий строительство добывающей горизонтальной скважины, нагнетательной горизонтальной скважины, характеризующийся тем, что над подошвой продуктивного пласта параллельно первой горизонтальной добывающей скважине на одной глубине и в одном направлении бурят вторую горизонтальную добывающую скважину, между ними параллельно на одной глубине и в одном направлении бурят нагнетательную горизонтальную скважину, в нагнетательную скважину опускают колонну труб с заглушенным концом и выполненными на концевом участке отверстиями для закачки рабочих агентов, участок трубы с отверстиями с двух концов ограничивают пакерами, исходя из свойств нефтеносной породы, производят закачку нагретого рабочего агента в продуктивный пласт, прогревают продуктивный пласт до температуры воспламенения внутрипластового углеводородного флюида, производят замену инертного рабочего агента на кислородосодержащий рабочий агент, поджигают углеводородный флюид в пласте, отслеживая и поддерживая условия сохранения и распространения фронта горения, прогревают пласт между скважинами, в районе горизонтального участка добывающих скважин доводят температуру участка до температуры состояния текучести углеводородного флюида и производят отбор нагретого продукта, при этом с использованием устройства контроля температуры и давления осуществляют контроль за интенсивностью процесса горения и разогрева пласта в межскважинном и прилегающем пространстве, а поддержание пластовой температуры в необходимых рамках осуществляют путем изменения расхода подаваемого рабочего агента, после полной выработки зоны продуктивного пласта в пределах первого шага установки пакеров закачку рабочих агентов временно прекращают, передвигают трубу с отверстиями и с двумя ограничивающими пакерами в направлении устьев добывающих скважин не менее чем на длину расстояния между пакерами, пакеры приводят в рабочее состояние и продолжают отработку следующей зоны продуктивного пласта, прорабатывая весь горизонтальный участок нагнетательной скважины, в отработанный интервал производят закачку водоизолирующего состава. Для рационализации процесса разработки и повышения объемов добычи углеводородных флюидов месторождение покрывают сетью расположенных, как указано выше, троек скважин.

Далее приведен пример осуществления заявляемого способа для добычи углеводородных флюидов из нефтеносного пласта месторождения. На чертеже показан вид сверху на залежь.

На чертеже показана схема реализации заявляемого способа, где: 1 - горизонтальная нагнетательная скважина; 2, 3 - горизонтальные добывающие скважины; 4 - продуктивный (нефтеносный) пласт породы; 5 - колонна труб для подачи рабочего агента; 6 - отверстия в колонне труб; 7 - пакерующие устройства (пакеры); 8 - волны распространения температуры (направление распространения тепла); 9 - фронт горения; 10 - устройство контроля температуры и давления.

На нефтеносном участке над подошвой продуктивного пласта бурят две горизонтальные добывающие скважины 2, 3. На некотором экспериментально определяемом по горизонтали, например, 20…80 м, между добывающими скважинами расстоянии, параллельно им (добывающим скважинам), в одинаковом направлении и на одной глубине бурят третью скважину - горизонтальную нагнетательную скважину 1. Расстояние между скважинами выбирают исходя из проницаемости пласта - большее расстояние между скважинами устанавливают при высокой проницаемости продуктивного пласта. Проницаемость определяют по результатам исследования керна породы, извлекаемой при бурении. Добывающие скважины оборудуют по всей длине горизонтального участка устройствами контроля температуры и давления 10.

Затем в нагнетательную скважину 1 опускают колонну труб 5 с заглушенным концом с выполненными на концевом участке отверстиями 6 произвольной формы и порядка для закачки рабочих агентов. При этом суммарная площадь сечения отверстий (в стенках трубы 5) составляет не менее 1/5 площади сечения труб 5. Отверстия 6 сверху и снизу ограничивают пакерующими устройствами 7, например, расстояние между пакерующими устройствами 7 (далее по тексту - пакерами) варьируют в диапазоне от 5 до 50 м, причем расстояние выбирают экспериментально, исходя из свойств нефтеносной породы, например разновидности породы (доломиты, песчаники, алевролиты), ее проницаемости, теплоемкости. После завершения вышеперечисленных работ скважины готовы к эксплуатации.

После подготовки скважин 1, 2 и 3 к эксплуатации в продуктивный пласт 4 производят закачку рабочего агента, например инертного газа, с температурой, обеспечивающей прогрев продуктивного пласта 4 до значений, при которых начинается внутрипластовое горение, например 200°С. Температуру начала внутрипластового горения содержащегося в пласте углеводородного флюида для конкретного случая определяют экспериментально, например путем лабораторного моделирования, с использованием содержимого извлеченного при бурении керна из нефтеносного пласта породы, и свойств содержащегося в керне флюида, например его (флюида) температуры воспламенения, вязкости, плотности, теплоемкости геофизических свойств пластовой породы.

Производят прогрев призабойной зоны нагнетательной скважины посредством подачи нагретого инертного рабочего агента, например продуктов сгорания выработавшего воздушный ресурс авиадвигателя, создают гидродинамическую связь между скважинами и доводят (закачкой горячего рабочего агента) температуру участка пласта между добывающей и нагнетательной скважинами до температуры воспламенения флюида. При этом происходит снижение вязкости флюида, например нефти. Затем, после достижения температуры воспламенения флюида в нефтеносном пласте, производят замену закачиваемого в пласт инертного рабочего агента на содержащий окислитель рабочий агент, например на кислородосодержащий атмосферный воздух. После замены инертного рабочего агента на кислородосодержащий рабочий агент в пласте возникает горение содержащегося там (в пласте) флюида. Горение флюида происходит при поступлении в зону горения окислителя, например кислорода. От источника горения по пласту распространяются фронт горения и тепловые волны. Некоторая доля, например 15%, содержащегося в пласте флюида выгорает, выделяя тепло. Участок пласта разогревается вместе с находящимся в пласте углеводородсодержащим флюидом, например высоковязкой нефтью. Невыгоревшая оставшаяся в пласте доля флюида является объектом добычи, добываемым полезным продуктом.

Так как в пласте содержится пластовая вода, то в процессе горения вода превращается в пар. Азотом воздуха созданный пар продвигается по пласту. Так как пар и азот имеют удельный вес меньше, чем нефть, то в кровельной части пласта образуется паровая камера. По мере нагрева и снижения вязкости флюида, например высоковязкой нефти, повышается его текучесть, флюид стекает вниз за счет гравитационных сил в зону расположения горизонтального участка добывающих скважин 2, 3.

В районе горизонтального участка добывающих скважин 2, 3 производят отбор нагретого продукта (добычу), например нефти. Контроль разогрева межскважинного и прилегающего пространств осуществляют с использованием устройств контроля температуры 10 и давления, например термопар и манометров, в добывающей скважине. При горении в пласте контроль и регулирование пластовой температуры в необходимых рамках осуществляют путем изменения расхода подаваемых рабочих агентов, например воздуха с содержанием кислорода и инертных газов. При распространении фронта горения после полной отработки продуктивного пласта в пределах первого шага установки пакеров закачку рабочих агентов временно прекращают. Затем передвигают трубу 5 с отверстиями 6, с двух сторон ограничивающими участок расположения отверстий 6 пакерами в направлении устья добывающей скважины, на длину расстояния между пакерами. Установив пакеры, по вышеописанной схеме продолжают отработку следующей зоны продуктивного пласта. В отработанный интервал производят закачку водоизолирующего состава для ликвидации прорыва кислородсодержащего агента к забоям добывающих скважин. Устройством контроля температуры и давления 10 осуществляют контроль направления распространения тепла 8 и распространения фронта горения 9. При прохождении фронта горения 9 через объем породы, например заключенной в объеме на 20 м длины пути продвижения фронта горения, считают, что запасы нефти в данном объеме выработаны.

После выработки запасов нефти в объеме выгоревшего участка пласта, например на расстоянии 20 м вдоль горизонтальных добывающих скважины производят приостановку закачки рабочих агентов. Перемещают колонну труб 4 в направлении устьев добывающих скважин 2, 3, например на 0,5…2,0 изначального расстояния между пакерами 7. Затем возобновляют закачку рабочих агентов по описанному выше алгоритму, свойственному началу работы.

Подобные действия выполняют до полного извлечения (полной выработки) запасов имеющихся в пласте породы флюидов, например высоковязкой нефти, на всем протяжении горизонтального участка нагнетательной скважины 1. При этом достигается предельно полная (максимально эффективная) выработка объема межскважинного и ближайшего прилегающего пространства продуктивного пласта 4 с добычей максимально возможного количества пластового флюида, например нефти, содержащегося в охваченном процессом объеме нефтеносного пласта. Для рациональной системы разработки углеводородных флюидов месторождение покрывают сетью расположенных, как указано выше, троек добывающих и нагнетательных скважин.

Применение предложенного способа существенно повышает флюидоотдачу залежи углеводородного сырья и может быть использовано. например, при разработке залежей высоковязкой нефти и природных битумов. Способ обеспечивает повышение флюидоотдачи - результативности процесса вытеснения высоковязких флюидов, в том числе способом, увеличивающим охват пласта горением, за счет чего (воздействия образующегося при внутрипластовом горении тепла) происходит понижение вязкости и повышение текучести залегающих тяжелых нефтей и битумов. Понижение вязкости и повышение текучести способствуют извлечению из пласта трудноизвлекаемых флюидов, например высоковязких нефтей и природных битумов. При этом используется последовательная пошаговая отработка всего пласта с контролем и поддержанием необходимых условий горения, например температуры горящего пласта, положения фронта горения, при каждом шаге операций. К тому же предложенный способ способствует понижению капитальных затрат за счет уменьшения количества возводимых буровых площадок до одной.

Применение заявляемого способа возможно как самостоятельно с бурением новых скважин, так и в комплексе с осуществленными ранее способами разработки, например с применением закачки пара и иных рабочих агентов, с использованием уже имеющихся скважин.

Применение заявляемого способа способствует повышению коэффициента извлечения углеводородного флюида (повышению флюидоотдачи пласта) из месторождений трудноизвлекаемых углеводородов, в том числе высоковязких нефтей, природных битумов.

Пример осуществления предлагаемого изобретения показывает его полезность для разработки ныне разведанных, но неэксплуатируемых месторождений углеводородного сырья из-за высокой стоимости извлечения вязкого флюида для повышения рентабельности ныне разрабатываемых месторождений высоковязкой нефти и природных битумов.

Предлагаемое изобретение удовлетворяет критериям новизны, так как при определении уровня техники не обнаружено средство, которому присущи признаки, идентичные (то есть совпадающие по исполняемой ими функции и форме выполнения этих признаков) всем признакам, перечисленным в формуле изобретения, включая характеристику назначения.

Способ имеет изобретательский уровень, поскольку не выявлены технические решения, имеющие признаки, совпадающие с отличительными признаками данного изобретения, и не установлена известность влияния отличительных признаков на указанный технический результат.

Заявленное техническое решение можно реализовать в промышленном производстве для добычи полезных ископаемых - углеводородных энергоносителей. Это соответствует критерию «промышленная применимость», предъявляемому к изобретениям.

ИСПОЛЬЗОВАННЫЕ ИСТОЧНИКИ

1. Патент РФ №2287677, МПК Е21В 43/24. Приоритет от 16.12.2005. Опубл. 20.11.2006.

2. Патент РФ №2415260, МПК Е21В 43/243. Приоритет от 27.02.2007. Опубл. 27.03.2011.

3. Патент РФ №2425969, МПК Е21В 43/24. Приоритет от 18.08.2010. Опубл. 10.08.2011.

Изобретение относится к области горного дела. Технический результат - повышение флюидоотдачи пласта породы и повышение добычи углеводородных энергоносителей - флюидов, обеспечение контроля и регулирования процесса внутрипластового горения и прогрева горных пород. В способе разработки залежи высоковязкой нефти и/или природных битумов бурят горизонтальную добывающую скважину над подошвой продуктивного пласта, параллельно первой горизонтальной добывающей скважине на одной глубине и в одном направлении бурят вторую горизонтальную добывающую скважину, между ними параллельно на одной глубине и в одном направлении бурят нагнетательную горизонтальную скважину. В нагнетательную скважину опускают колонну труб с заглушенным концом и выполненными на концевом участке отверстиями для закачки рабочих агентов, участок трубы с отверстиями с двух концов ограничивают пакерами, исходя из свойств нефтеносной породы. Производят закачку нагретого рабочего агента в продуктивный пласт, прогревают продуктивный пласт до температуры воспламенения внутрипластового углеводородного флюида, производят замену инертного рабочего агента на кислородосодержащий рабочий агент, поджигают углеводородный флюид в пласте. Отслеживая и поддерживая условия сохранения и распространения фронта горения, прогревают пласт между скважинами. В районе горизонтального участка добывающих скважин доводят температуру участка до температуры состояния текучести углеводородного флюида и производят отбор нагретого продукта, при этом с использованием устройства контроля температуры и давления осуществляют контроль за интенсивностью процесса горения и разогрева пласта в межскважинном и прилегающем пространстве, а поддержание пластовой температуры в необходимых рамках осуществляют путем изменения расхода подаваемого рабочего агента. После полной выработки зоны продуктивного пласта в пределах первого шага установки пакеров закачку рабочих агентов временно прекращают, передвигают трубу с отверстиями и с двумя ограничивающими пакерами в направлении устьев добывающих скважин не менее чем на длину расстояния между пакерами, пакеры приводят в рабочее состояние и продолжают отработку следующей зоны продуктивного пласта, прорабатывая весь горизонтальный участок нагнетательной скважины. В отработанный интервал производят закачку водоизолирующего состава. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

1. Способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или природных битумов, включающий строительство добывающей горизонтальной скважины, нагнетательной горизонтальной скважины, отличающийся тем, что над подошвой продуктивного пласта параллельно первой горизонтальной добывающей скважине на одной глубине и в одном направлении бурят вторую горизонтальную добывающую скважину, между ними параллельно на одной глубине и в одном направлении бурят нагнетательную горизонтальную скважину, в нагнетательную скважину опускают колонну труб с заглушенным концом и выполненными на концевом участке отверстиями для закачки рабочих агентов, участок трубы с отверстиями с двух концов ограничивают пакерами, исходя из свойств нефтеносной породы, производят закачку нагретого рабочего агента в продуктивный пласт, прогревают продуктивный пласт до температуры воспламенения внутрипластового углеводородного флюида, производят замену инертного рабочего агента на кислородосодержащий рабочий агент, поджигают углеводородный флюид в пласте, отслеживая и поддерживая условия сохранения и распространения фронта горения, прогревают пласт между скважинами, в районе горизонтального участка добывающих скважин доводят температуру участка до температуры состояния текучести углеводородного флюида и производят отбор нагретого продукта, при этом с использованием устройства контроля температуры и давления осуществляют контроль за интенсивностью процесса горения и разогрева пласта в межскважинном и прилегающем пространстве, а поддержание пластовой температуры в необходимых рамках осуществляют путем изменения расхода подаваемого рабочего агента, после полной выработки зоны продуктивного пласта в пределах первого шага установки пакеров закачку рабочих агентов временно прекращают, передвигают трубу с отверстиями и с двумя ограничивающими пакерами в направлении устьев добывающих скважин не менее чем на длину расстояния между пакерами, пакеры приводят в рабочее состояние и продолжают отработку следующей зоны продуктивного пласта, прорабатывая весь горизонтальный участок нагнетательной скважины, в отработанный интервал производят закачку водоизолирующего состава.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для рационализации процесса разработки и повышения объемов добычи углеводородных флюидов месторождение покрывают сетью расположенных, как указано выше, троек скважин.