СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ С ВОЗМОЖНОСТЬЮ ПЕРИОДИЧЕСКОГО ПРОГРЕВА ПЛАСТА Российский патент 2017 года по МПК E21B43/247 E21B7/04 

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

Известен способ строительства многоствольной скважины (пат. РФ №2494215, кл. E21B 7/04, опубл. 27.09.2013. Бюл. №27), включающий бурение основного ствола и дополнительных боковых стволов, вскрывающих другие пласты или разные участки одного и того же пласта. Перед строительством определяют забойные давления при эксплуатации вскрываемых пластов или участков одного пласта. Вход в каждый боковой ствол из основного располагают выше динамических уровней жидкости, соответствующих этим давлениям. После вскрытия и оборудования боковых стволов на устье скважины возможно создание повышенного давления для регулирования динамических уровней жидкости стволов. Способ позволяет одновременно-раздельно эксплуатировать пласты со своими забойными давлениями, не смешивая их продукцию и осуществляя ее раздельный подъем, без дополнительного оборудования.

Недостатками данного способа являются неполное разобщение пластов, вскрываемых боковыми стволами, между собой и основным стволом, и вследствие этого отсутствие возможности как раздельной, так и одновременно-раздельной обработки призабойных зон, в том числе неизбежное прекращение добычи при проведении в скважине работ по воздействию на пласт.

Также известен способ термохимической обработки призабойной зоны нефтяных скважин (заявка на изобретение РФ №2006111111/03, кл. E21B 043/22, опубл. 27.03.2008. Бюл. №9), включающий доставку в обрабатываемый интервал скважины, заполненный скважинной жидкостью, содержащей по меньшей мере воду, гидрореагирующего состава ГРС, изолированного от скважинной жидкости, обладающего свойством вступать в гетерогенную химическую реакцию по меньшей мере с водой скважинной жидкости, с выделением тепла и газообразных продуктов, и инициирование химической реакции приведением ГРС в непосредственный контакт со скважинной жидкостью. Используют ГРС, включающий по меньшей мере гранулы хлористого алюминия и растворитель органических отложений нефти, не являющийся растворителем хлористого алюминия, при объеме растворителя не менее объема порового пространства гранул. До доставки определяют погонный вес ГРС по приведенной эмпирической формуле.

Недостатком данного способа является то, что воздействие на пласт ограничено только термической (повышением температуры) и барической (повышением давления за счет выделения водорода) составляющими. Отсутствует химическое воздействие на пластовые отложения и компоненты флюидов, которые из-за фазовых превращений изменяют структуру порового пространства и снижают проницаемость пласта, а значит, и продуктивность скважины после обработки. Кроме того, при неправильном выборе количества ГРС возможно повреждение скважины или скважинного оборудования от перегрева или высокого ударного давления.

Известен способ обработки призабойной зоны пласта жидким горючеокислительным составом (заявка на изобретение РФ №2009124356/03, кл. E21B 43/26, опубл. 27.08.2012. Бюл. №24), использующийся для разрыва пласта и обработки призабойной зоны пласта нагретыми газами, образующимися при сгорании жидкого горючеокислительного состава - ГОС. Техническим результатом является повышение эффективности способа за счет упрощения операций доставки ГОС и инициатора горения, послойного сгорания и существенного увеличения продолжительности воздействия нагретых газов путем рационального размещения и срабатывания инициатора горения ГОС. Способ включает размещение ГОС в скважине, установку инициатора горения ГОС путем спуска его в герметизированном контейнере. Размещение ГОС в скважине осуществляют путем доставки его контейнером-желонкой на кабель-тросе и вылива ГОС единой массой на забой до уровня подошвы интервала обработки. Доставку инициатора горения в герметизированном контейнере производят кабель-тросом в область границы раздела между ГОС и скважинной жидкостью. В качестве инициатора горения в герметизированном контейнере используют малогазовый, медленногорящий и высокотемпературный при сгорании твердый состав, например, на основе железоалюминиевого термита, затем выполняют непосредственное срабатывание инициатора горения от источника электроэнергии, подаваемой через кабель-трос с устья скважины, с возможностью послойного сгорания ГОС.

Недостатками данного способа являются трудоемкость и продолжительность размещения в скважине ГОС путем спуска к забою НКТ, закачки с устья через НКТ ГОС и продавки его в зону обработки с использованием насосных агрегатов, а также использование в качестве инициатора горения ГОС высокотемпературного порохового заряда взрывчатого вещества с размещением его непосредственно в объеме массы ГОС, что приводит к объемному взрыву всей массы ГОС с повреждением пласта, нарушением целостности конструкции скважины и устьевого оборудования.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием внутрипластового горения (патент РФ №2494242, кл. E21B 43/243, опубл. 27.09.2013. Бюл. №27), включающий строительство горизонтальной и вертикальной скважин, закачку окислителя через вертикальную скважину и отбор продукции из горизонтальной скважины. Забой вертикальной скважины располагают в 28-32 м над горизонтальной скважиной и в 10-15 м от ее забоя в сторону устья. До закачки окислителя в горизонтальной и вертикальной скважинах устанавливают электронагреватели мощностью, достаточной для разогрева околоскважинного пространства до температуры 100-200°C. После чего начинают закачку окислителя в обе скважины для инициирования внутрипластового горения в залежи в призабойной зоне расположения обеих скважин. Далее, при превышении пластового давления в окрестности горизонтальной скважины величины уровня начального пластового давления более чем в 1,5 раза из горизонтальной скважины электронагреватель извлекается и в нее спускается насосное оборудование, с помощью которого осуществляют откачку продукции залежи. При снижении уровня жидкости в скважине до уровня от 100 до 90% уровня начального пластового давления отбор продукции прекращают, извлекают насосное оборудование, спускают электронагреватель, осуществляют закачку окислителя для инициирования внутрипластового горения. Циклы отбора продукции и инициирования внутрипластового горения повторяют и прекращают при установлении гидродинамической связи между горизонтальной и вертикальной скважинами.

Недостатками данного способа являются извлечение в результате подземной газификации легких фракций нефти и сгорание, т.е. потеря, ее тяжелого остатка, разность скоростей фронта сухого горения и фронта конвекции, что приводит к неэффективному расходу образующегося тепла, трудности управления процессом внутрипластового горения, а также строительство дорогостоящей горизонтальной скважины. Использование топлива требует постоянных материальных затрат на его подачу. Также требуют дополнительных затрат продолжительные по времени цикличные спускоподъемные операции.

Общим недостатком всех перечисленных способов является перегрев приствольных частей пласта до температур, приводящих к спеканию пород и коксованию тяжелых углеводородов, т.е. к снижению проницаемости.

Техническим результатом настоящего изобретения является снижение затрат на строительство скважин, минимизация энергетических затрат на прогревание пласта, создание условий для периодического повышения температуры до 800-1200°C и более с распространением теплового фронта на заданную глубину от источника, сохранение в процессе прогрева фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны ствола, эксплуатируемого в режиме отбора продукции, а также сокращение числа спускоподъемных операций, что в целом ведет к увеличению добычи и повышению безопасности работ на скважинах.

Технический результат достигается за счет применения способа разработки месторождений высоковязкой нефти с возможностью периодического прогрева пласта, характеризующегося тем, что строят скважину с дуальной системой вертикального и бокового стволов, причем оба ствола сообщают с одним и тем же продуктивным пластом, забой бокового ствола располагают в 20-25 м от забоя вертикального ствола, в скважину перед началом эксплуатации спускают малогабаритное насосное оборудование и до забоя вертикального ствола, параллельную колонну насосно-компрессорных труб с пакером после чего инициируют процесс прогрева пласта по технологии термогазохимического воздействия, термобарохимической обработки в режиме газогидроразрыва пласта с применением высокотемпературных твердотопливных источников либо гидроокислительных или горючеокислительных составов с разогревом призабойного участка вертикального ствола на глубину, достаточную для охвата тепловым воздействием призабойного участка бокового ствола; далее прогрев прекращают и начинают отбор продукции из бокового ствола, варьируя продолжительность цикла в зависимости от темпа снижения дебита, затем отбор продукции прекращают и повторяют цикл прогрева пласта без подъема насосного оборудования из скважины, после чего вновь продолжают эксплуатировать боковой ствол в режиме отбора продукции.

Новым является то, что разработка залежей посредством скважин с дуальной системой стволов позволяет с заданной периодичностью генерировать тепло непосредственно в пласте, регулировать глубину и степень прогрева и одновременно осуществлять добычу; при этом, в отличие от известных технических решений, размеры зоны повреждения пласта не влияют на показатели притока, отсутствует необходимость восстановления проницаемости и удаления из пласта продуктов реакции, обеспечивается ресурсосберегающий и природоохранный эффект.

Преимуществами предлагаемого способа разработки месторождений высоковязкой нефти являются:

- отсутствие ограничений, связанных с ростом температуры пласта и происходящими в нем изменениями. При использовании, к примеру, порохового заряда его вес может быть увеличен (оптимизирован) с целью достижения требуемой температуры на заданном удалении от вертикального ствола скважины. В случае размещения высокотемпературного твердотопливного источника на забое вертикального ствола и отбора пластовой жидкости через дополнительный (боковой) ствол, расположенный за пределами зоны ожидаемого повреждения породы, вызванного ее механическим разрушением или коксованием тяжелых компонентов нефти, исключается частичное или полное блокирование притока нагретого пластового флюида, и повышается эффект от обработки;

- обеспечение гибкости производства работ по термобарохимическому воздействию за счет уменьшения числа спускоподъемных операций, взаимозаменяемости энергоносителей, периодичности прогрева пласта;

- возможность не включать в комплекс оборудования механические устройства, предназначенные для удаления из пласта продуктов реакции депрессионным или имплозионным воздействием, а также не рассматривать химическую очистку призабойной зоны скважины как неотъемлемую часть технологического процесса.

На фиг. 1 представлены изображения вариантов спуска компоновки малогабаритного глубинно-насосного оборудования в скважине с дуальной системой стволов.

Предлагаемый способ реализуется следующим образом: вскрытие продуктивных пластов на месторождениях высоковязкой нефти осуществляется вертикальными скважинами с бурением дополнительного бокового ствола, причем и вертикальный, и боковой ствол вскрывают один и тот же нефтенасыщенный пласт. Затем в скважину спускается малогабаритное глубинно-насосное оборудование, например, так, чтобы насос располагался в боковом стволе. На забой скважины на геофизическом кабеле или порожних насосно-компрессорных трубах (НКТ) доставляются высокотемпературный источник, контейнер с гидроокислительным или горючеокислительным составом в комплексе с пакерно-якорным устройством. Схематичное изображение варианта расположения оборудования в скважине до начала обработки представлено на фиг. 2. В известных технологиях ТБХО с использованием аккумуляторов давления пласт в призабойной зоне подвергается тепловому и химическому воздействию при горении пороховых зарядов и одновременно - ударно-механическому воздействию за счет образования большого количества пороховых газов. В изолированном пакером интервале происходит существенный рост давления, и нагретый газообразными продуктами сгорания топлива химический реагент через перфорированный вертикальный ствол 1 поступает в пласт в едином газожидкостном потоке. По завершении цикла термообработки согласно плану производства работ прогрев прекращается, запускается насос и начинается отбор продукции из бокового ствола 2. Продолжительность цикла варьируется в зависимости от темпа снижения дебита, затем отбор продукции прекращается и повторяется цикл прогрева пласта, где зона прогрева пласта 3, без подъема насосного оборудования из скважины. Затем вновь продолжают эксплуатировать боковой ствол 2 в режиме отбора продукции.

В случае оптимального температурного режима основными индикаторами эффективности будут являться интенсификация добычи нефти и увеличение степени выработки запасов. Для достижения эффекта эксплуатационный боковой ствол должен находиться в пределах радиуса зоны прогрева пласта 3.

Пример обоснования отхода бокового ствола от вертикали.

С целью обоснования оптимального отхода бокового ствола от вертикали выполнен расчет радиуса прогрева для условий терригенного пласта Б₂ Волгановского месторождения.

Таблица. Характеристика пласта Б₂ Волгановского месторождения.

Для расчета использован способ Ловерье, позволяющий определять координату температурного фронта в случае закачки в скважину теплоносителя - горячей воды или пара с заданным темпом q (м³/с):

где r_np - расстояние от скважины, в пределах которого температура отличается от начальной пластовой; q - темп закачки теплоносителя; C_a - теплоемкость агента-теплоносителя; ρ_a - плотность агента-теплоносителя; t - время прогрева пласта; C_n - теплоемкость породы пласта; ρ_n - плотность пород пласта; h - нефтенасыщенная толщина пласта; η - коэффициент охвата пласта воздействием.

Все уравнения в данной статье предполагают использование единиц системы СИ.

В нашем случае в уравнение (1) вместо показателя q подставлялся эквивалентный параметр, значение которого определялось в зависимости от скорости ударной волны, создаваемой импульсом давления в технологии ТБХО.

Скорость ударной волны D рассчитывалась по формуле

где P - давление на фронте ударной волны; ρ_н - плотность нефти на фронте ударной волны; ρ_0н - плотность нефти перед фронтом ударной волны; P₀ - давление перед фронтом ударной волны.

Значение параметра, имитирующего темп закачки теплоносителя, рассчитывалось через площадь фильтрации (сумму площадей перфорационных отверстий с плотностью перфорации 40 отв./м) с учетом пористости пласта. При расчете радиуса прогрева были сделаны следующие допущения: а) теплопроводность продуктивного пласта по простиранию равна реальной теплопроводности пород, а перпендикулярно напластованию - бесконечности; б) перенос тепла в кровле и подошве происходит только в вертикальном направлении.

Использованный расчетный прием дает значение радиуса прогрева пласта порядка 31 м. Полученный радиус будет достаточным для достижения и поддержания заданного температурного режима в области забоя бокового ствола.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - интенсификация добычи нефти и увеличение степени выработки запасов с одновременным снижением затрат на строительство скважин и минимизацией энергетических затрат на прогревание пласта, создание условий для периодического повышения температуры до 800-1200°C и более с распространением теплового фронта на заданную глубину от источника, сохранение в процессе прогрева фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны ствола, эксплуатируемого в режиме отбора продукции, а также сокращение числа спускоподъемных операций, повышение безопасности работ на скважинах. Способ разработки месторождений высоковязкой нефти с возможностью периодического прогрева пласта характеризуется тем, что строят скважину с дуальной системой вертикального и бокового стволов, причем оба ствола сообщают с одним и тем же продуктивным пластом, забой бокового ствола располагают в 20-25 м от забоя вертикального ствола. В скважину перед началом эксплуатации спускают малогабаритное насосное оборудование и до забоя вертикального ствола параллельную колонну насосно-компрессорных труб с пакером, после чего инициируют процесс прогрева пласта по технологии термогазохимического воздействия, термобарохимической обработки в режиме газогидроразрыва пласта с применением высокотемпературных твердотопливных источников либо гидроокислительных или горючеокислительных составов с разогревом призабойного участка вертикального ствола на глубину, достаточную для охвата тепловым воздействием призабойного участка бокового ствола. Далее прогрев прекращают и начинают отбор продукции из бокового ствола, варьируя продолжительность цикла в зависимости от темпа снижения дебита. Затем отбор продукции прекращают и повторяют цикл прогрева пласта без подъема насосного оборудования из скважины, после чего вновь продолжают эксплуатировать боковой ствол в режиме отбора продукции. 1 табл., 2 ил.

Способ разработки месторождений высоковязкой нефти с возможностью периодического прогрева пласта, характеризующийся тем, что строят скважину с дуальной системой вертикального и бокового стволов, причем оба ствола сообщают с одним и тем же продуктивным пластом, забой бокового ствола располагают в 20-25 м от забоя вертикального ствола, в скважину перед началом эксплуатации спускают малогабаритное насосное оборудование и до забоя вертикального ствола параллельную колонну насосно-компрессорных труб с пакером, после чего инициируют процесс прогрева пласта по технологии термогазохимического воздействия, термобарохимической обработки в режиме газогидроразрыва пласта с применением высокотемпературных твердотопливных источников либо гидроокислительных или горючеокислительных составов с разогревом призабойного участка вертикального ствола на глубину, достаточную для охвата тепловым воздействием призабойного участка бокового ствола; далее прогрев прекращают и начинают отбор продукции из бокового ствола, варьируя продолжительность цикла в зависимости от темпа снижения дебита, затем отбор продукции прекращают и повторяют цикл прогрева пласта без подъема насосного оборудования из скважины, после чего вновь продолжают эксплуатировать боковой ствол в режиме отбора продукции.