Способ разработки залежи высоковязкой нефти пароциклическим воздействием Российский патент 2017 года по МПК E21B43/24 E21B43/14 E21B43/267 E21B43/27 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к разработке залежей высоковязкой нефти с пароциклическим воздействием, содержащих непроницаемые пропластки с применением трещин гидроразыва пласта (ГРП).

Известен способ разработки залежи нефти, расположенной над газовой залежью и отделенной от нее непроницаемым пропластком (патент RU №2478164, МПК Е21В 43/16, опубл. 27.03.2013 г., бюл. №9), включающий бурение вертикальных и горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин в нефтяной залежи, закачку рабочего агента в нагнетательные и отбор продукции из добывающих скважин. При этом бурят дополнительную горизонтальную скважину с прохождением ее горизонтального ствола в непроницаемом пропластке между залежами нефти и газа. Производят гидроразрыв в горизонтальной части ствола скважины в интервале непроницаемого участка с образованием трещин гидроразрыва, связывающих нефтяную и газовую залежи между собой. В процессе разработки залежи нефти при прорыве газа в стволы добывающих скважин производят периодическую закачку вязкой жидкости в дополнительную горизонтальную скважину до прекращения поступления газа в стволы этих добывающих скважин.

Недостатками способа являются:

- во-первых, низкий охват залежи действием рабочего агента по вертикали, так как рабочий агент распределяется только вдоль вертикальной нагнетательной скважины;

- во-вторых, низкая эффективность реализации способа, обусловленная большим расходом рабочего агента (сточной воды), закачиваемого в нагнетательную скважину, и низким дебитом добывающей скважины, при этом практически сразу после начала реализации способа происходит прорыв сточной воды напрямую в горизонтальной ствол добывающей скважины, что приводит к обводнению добываемой продукции;

- в-третьих, высокие эксплуатационные затраты на реализацию способа в процессе разработки залежи нефти, так как для проведения гидроразрыва необходимо бурить дополнительный горизонтальный ствол.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ циклического воздействия парогазовым теплоносителем на призабойную зону пласта с вязкой нефтью (патент RU №2164289, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.03.2001 г., бюл. №8), включающий бурение вертикальной скважины в залежи высоковязкой нефти с вскрытием продуктивного пласта, крепление вертикальных скважин обсадными колоннами, перфорацию обсадных колонн в интервале продуктивного пласта, закачку через скважину расчетного количества парогазового теплоносителя, содержащего водяной пар, растворимый в нефти газ и неконденсирующийся газ, спуск в вертикальную скважину колонны труб с насосом и отбор разогретой продукции из скважины.

Недостатки способа:

- во-первых, низкий охват залежи высоковязкой нефти, представленной верхней и нижней частями продуктивного пласта, разделенными непроницаемым пропластком (прослоем глин) действием теплоносителя (пара) по вертикали, при этом пар распределяется только вдоль вертикальной скважины в пределах верхней части продуктивного пласта, не обеспечивая прогрев по всей высоте продуктивного пласта, вследствие чего прослой глины препятствует поступлению пара в нижнюю часть продуктивного пласта;

- во-вторых, низкая эффективность паротеплового воздействия на пласт, обусловленная большим расходом пара и отсутствием гидродинамической связи между верхней и нижней частями продуктивного пласта при наличии между ними непроницаемой перемычки;

- в-третьих, перегрев верхней части продуктивного пласта до температур, опасных для обсадной колонны скважины, из-за того, что свободный кислород вступает в реакцию жидкофазного окисления с пластовой нефтью с выделением дополнительного тепла непосредственно в пласте;

в-четвертых, высокие энергетические затраты по стволу скважины, обусловленные высокими тепловыми потерями, так как пар закачивается через скважину, а не по колонне труб, поэтому основная часть тепла «уходит» на разогревание крепления обсадной колонны.

Техническими задачами изобретения являются увеличение охвата залежи, повышение эффективности паротеплового воздействия, исключение перегрева верхней части продуктивного пласта и сокращение тепловых потерь по стволу скважины.

Поставленные задачи решаются способом разработки залежи высоковязкой нефти пароциклическим воздействием, включающим бурение вертикальной скважины в залежи высоковязкой нефти, крепление вертикальной скважины обсадной колонной, перфорацию обсадной колонны в интервале продуктивного пласта, закачку через скважину в продуктивный пласт парогазового теплоносителя, спуск в скважину колонны труб с насосом и отбор разогретой продукции из скважины.

Новым является то, что вертикальной скважиной вскрывают залежь высоковязкой нефти, представленной верхней и нижней частями продуктивного пласта, разделенными непроницаемым пропластком, при этом в скважине перфорируют обсадную колонну напротив верхней части продуктивного пласта и в кровле непроницаемого пропластка, после чего производят ГРП закачкой 20%-ной соляной кислоты с расходом 1,5 м³/мин из расчета 2 м³ на 1 м пласта с образованием трещины разрыва, затем в трещину разрыва закачивают соленую воду плотностью 1180 кг/м³ в объеме закачанной кислоты с расходом 0,8 м³/мин, далее производят крепление трещины разрыва закачкой сшитого геля со смесью проппантов с расходом 2,0 м³/мин в следующем соотношении, %: проппант фракции 16/20 меш - 60%; цилиндрический проппант фракции 12/16 меш - 20%; RCP-проппант фракции 16/30 меш - 20%, после проведения ГРП перфорируют нижнюю часть продуктивного пласта, для снижения потерь тепла в начале пароциклического воздействия прогревают скважину циркуляцией пара до прекращения выхода конденсата из обратной линии, в скважину спускают колонну труб, оснащенную снизу вверх обратным клапаном, замковой опорой вставного штангового насоса, нижним перепускным клапаном, нижним пакером, верхним перепускным клапаном и верхним пакером, размещают колонну труб в скважине так, чтобы верхний пакер находился напротив кровли верхней части продуктивного пласта, а нижний пакер находился напротив кровли нижней части продуктивного пласта, далее в колонну труб на колонне штанг спускают вставной штанговый насос, который фиксируют в замковой опоре, затем в скважину в течение 14 сут закачивают пар в объеме 40 т/сут, после чего скважину закрывают и выдерживают в течение 14 сут на пропитку, затем отбирают разогретую высоковязкую нефть, после снижения дебита до рентабельно обоснованной величины для данной скважины циклы закачки пара и отбора разогретой высоковязкой нефти повторяют.

На фиг. 1 схематично изображен предлагаемый способ в процессе проведения ГРП.

На фиг. 2 схематично изображен предлагаемый способ в процессе пароциклического воздействия через трещину ГРП.

Предлагаемый способ реализуют следующим образом.

Производят бурение вертикальной скважины 1 (см. фиг. 1), например, глубиной до 300 м в залежи высоковязкой нефти, представленной верхней 2' и нижней 2'' частями продуктивного пласта, разделенными непроницаемым пропластком 2'''.

Например, вертикальная скважина 1 вскрывает карбонатный пласт, в котором верхняя часть 2' продуктивного пласта имеет толщину h₁=5 м, разделена непроницаемым пропластком 2''' толщиной, равной h₂=5 м, от нижней части 2'' продуктивного пласта толщиной h₃=10 м. Таким образом, общая толщина пласта составляет Н=20 м.

Осуществляют крепление вертикальной скважины обсадной колонной (на фиг. 1, 2 не показано).

В скважине 1 обсадную колонну перфорируют перфорационными отверстиями 3' и 3'' любым известным способом, например с помощью гидромеханического перфоратора, соответственно в верхней части 2' продуктивного пласта и под кровлей непроницаемого пропластка 2'''.

После чего производят ГРП. Для этого спускают в скважину технологическую колонну труб 4 с пакером 5. Сажают пакер 5 выше кровли верхней части продуктивного пласта 2', например, на 5 м. Пакер 5 герметизирует заколонное пространство 6 и предохраняет обсадную колонну скважины 1 от воздействия высоких давлений, возникающих при проведении ГРП.

По технологической колонне труб 4 через интервалы перфорации 3' и 3'' производят закачку 20%-ной соляной кислоты с расходом 1,5 м³/мин из расчета 2 м³ на 1 м пласта с образованием трещины разрыва 7.

20%-ная соляная кислота, используемая в процессе проведения ГРП, позволяет порвать непроницаемый пропласток 2''' с распространением трещины разрыва 7 в нижнюю часть 2'' продуктивного пласта, при этом кислота реагирует с карбонатными породами в верхней 2' и нижней 2'' частях продуктивного пласта, протравливая высокопроводящую трещину разрыва 7.

При общей толщине пласта Н=20 м:

1. Объем используемой 20%-ной соляной кислоты из расчета 2 м³ на 1 м пласта:

2. Объем трещины разрыва 7, создаваемой при взаимодействии породы с 20%-ной соляной кислотой:

где X_HCL - объемная растворяющая способность для 20%-ной соляной кислоты (Х_HCl=0,111 м³/м³) получена опытным путем в лабораторных условиях.

Подставляя значения в формулы (1) и (2), получим:

V_гк=2⋅20 м³=40 м³ - объем используемой кислоты, м³;

V_тр=0,111 м³/м³⋅40 м³=4,44 м³ - объем трещины разрыва 7, м³.

Таким образом, при образовании трещины разрыва 7 производят закачку 20%-ной соляной кислоты в объеме 40 м³ с расходом 1,5 м³/мин. Затем, не прерывая процесса закачки, по технологической колонне труб 4 в трещину разрыва 7 через интервалы перфорации 3' и 3'' закачивают соленую воду плотностью 1180 кг/м³ в объеме закачанной кислоты, т.е. также в объеме 40 м³ с расходом 0,8 м³/мин.

Расход при закачке кислоты и соленой воды снижают от 1,5 м³/мин до 0,8 м³/мин, для того чтобы снизить вероятность развития трещины по высоте, так как вследствие неглубокого залегания продуктивных пластов (до 300 м) главное напряжение направлено вертикально и трещина имеет тенденцию преимущественного развития в высоту.

Соленую воду в трещину разрыва 7 закачивают с целью продавливания неотреагированной 20%-ной соляной кислоты вглубь пласта и исключения контакта кислоты со сшитым гелем с проппантом при последующем креплении трещины разрыва 7.

На устье скважины 1 в бункере (на фиг. 1, 2 не показан) готовят смесь проппантов в следующем соотношении, %:

- проппант фракции 16/20 меш - 60%;

- цилиндрический проппант фракции 12/16 меш - 20%;

- RCP-проппант фракции 16/30 меш - 20%.

Определим массу проппанта М_пр, необходимого для закрепления трещины разрыва 7 (см. фиг. 1):

где V_тр - объем трещины, м³;

ρ_пр - плотность проппанта (3080 кг/м³), кг/м³;

m_пр - пористость проппанта (0,38).

Подставляя в формулу (3), получим:

М_пр=4,44⋅3080⋅(1-0,38)=8478,6 кг.

Примем массу необходимого проппанта для закрепления трещины разрыва 7 объемом V_тp=4,44 м³, равной М_пр=8500 кг.

Тогда масса используемых типов проппантов по долям в общей массе проппантной смеси с учетом вышеприведенного соотношения:

M_16/20=8500⋅(60%/100%)=5100 кг;

М_цил=8500⋅(20%/100%)=1700 кг;

M_RCP=8500⋅(20%/100%)=1700 кг.

Производят крепление трещины разрыва 7 закачкой по технологической колонне труб 4 через интервалы перфорации 3' и 3'' сшитого геля, например, в объеме 25 м³ со смесью проппантов 8 М_пр=8500 кг с расходом 2,0 м³/мин.

По окончании крепления трещины разрыва 7 стравливают давление ГРП.

Увеличивается охват залежи под действием пара за счет выполнения трещины разрыва 7, образующей гидродинамическую связь между верхней 2' и нижней 2'' частями продуктивного пласта через непроницаемый пропласток 2'''.

Повышается эффективность паротеплового воздействия на пласт за счет создания высокопроводящей трещины разрыва 7, закрепленной проппантной смесью, благодаря чему снижается расход пара, затрачиваемый на разогревание залежи.

По окончании ГРП в скважину спускают перфоратор, например гидромеханический, и перфорируют (см. фиг. 2) нижнюю часть 2'' продуктивного пласта с получением перфорационного отверстия 3'''.

Для снижения потерь тепла в начале пароциклического воздействия прогревают скважину циркуляцией пара до прекращения выхода конденсата из обратной линии (наблюдают визуально), затем в скважину спускают колонну труб 9, оснащенную снизу вверх обратным клапаном 10, замковой опорой 11 вставного штангового насоса, нижним пакером 12, перепускными клапанами 13' и 13'' и верхним пакером 14.

Размещают колонну труб в скважине так, чтобы верхний пакер 14 находился напротив кровли верхней части 2' продуктивного пласта, а нижний пакер 12 находился напротив кровли нижней части 2'' продуктивного пласта.

В колонну труб 9 (см. фиг. 2) спускают вставной штанговый насос 15 на колонне штанг 16, фиксируют его в замковой опоре 11.

Далее в верхнюю часть 2' продуктивного пласта по колонне труб 9 через перепускные клапаны 13 и перфорационные отверстия 3', 3'' и 3''' (обратный клапан 10 закрыт) в течение 14 сут закачивают пар при температуре 235-239°C в объеме 40 т/сут. Например, закачку пара ведут под давлением Рп=3,1-3,3 МПа, т.е. давление открытия перепускных клапанов 13' и 13'' Р_п=3,1 МПа.

После закачки пара закрывают и выдерживают скважину 1 в течение 14 сут на пропитку. В процессе пропитки запускается процесс тепло- и массообмена, капиллярного противотока, снижения вязкости нефти.

Высокая температура пара обеспечивает активацию покрытия RCP-проппанта и его спекание с окружающим проппантом без покрытия (проппанта фракции 16/20 меш и цилиндрического проппанта фракции 12/16 меш). Спекающийся проппант обеспечивает связывание проппанта без покрытия и снижение его подвижности, что обеспечивает уменьшение выноса проппанта в скважину 1 и позволяет получить высокопроводящую трещину разрыва 7.

Из-за наличия вертикальной гидродинамической связи посредством трещины разрыва 7 исключается перегрев верхней части продуктивного пласта до температур, опасных для обсадной колонны скважины.

Снижаются энергетические затраты по стволу скважины, так как сокращаются тепловые потери, поскольку пар закачивается по колонне труб 9, разделенной от обсадной колонны пакерами, а не по обсадной колонне, как описано в прототипе, т.е. потери тепла на обсадной колонне минимальны.

Перед спуском вставного штангового насоса 15 в колонну труб 9 определяют давление гидростатического столба жидкости в колонне труб 9, создаваемое на перепускной клапан 13.

где Р_ст - давление гидростатического столба жидкости на перепускной клапан 13, МПа;

ρ - плотность жидкости, кг/м³, примем 950 кг/м³;

Н - высота гидростатического столба жидкости от устья до перепускного клапана 13, м, примем Н=285 м.

Подставляя числовые значения в формулу (4), получим:

Р_ст=950 кг/м³⋅9,8 м/с²⋅285 м=2,65 МПа

Для того чтобы перепускной клапан 13 не открылся при отборе высоковязкой нефти вставным штанговым насосом, необходимо выполнение условия:

Подставляя числовые значение в условие (5), получим:

3,1 МПа>2,65 МПа.

Условие (5) выполняется. Таким образом, давление гидростатического столба жидкости в колонне труб 9 не превышает давления закачки пара, что позволяет отбирать разогретую высоковязкую нефть и исключить обратный переток высоковязкой нефти из колонны труб 9.

По окончании 14 сут на пропитку открывают скважину 1.

После чего запускают в работу вставной штанговый насос 15, который отбирает по колонне труб 9 на устье скважины 1 высоковязкую нефть через перфорационные отверстия 3''' и открытый обратный клапан 10. Таким образом, скважину 1 эксплуатируют до рентабельного значения дебита высоковязкой нефти.

Отбор разогретой нефти продолжают до снижения дебита скважины до рентабельно обоснованной величины. Рентабельность - это показатель экономической эффективности скважины. При снижении дебита ниже рентабельной величины эксплуатация скважины становится убыточной, например ниже 1 м³/сут.

После разогревания пласта паром дебит скважины 1, например, составляет 20 м³/сут, по мере отбора разогретой нефти пласт остывает и дебит снижается, например, до 0,8 м³/сут, т.е. дебит становится ниже рентабельно обоснованной величины.

После чего повторяют закачку пара по колонне труб 9. Далее, как описано выше, повторяют пароциклическое воздействие на скважину 1.

Предлагаемый способ разработки залежи высоковязкой нефти пароциклическим воздействием позволяет:

- увеличить охват залежи;

- повысить эффективность паротеплового воздействия на пласт;

- исключить перегрев верхней части продуктивного пласта;

- сократить тепловые потери по стволу скважины.

Изобретение относится к разработке залежей высоковязкой нефти с пароциклическим воздействием, содержащих непроницаемые пропластки с применением трещин гидроразрыва пласта (ГРП). Способ включает бурение вертикальной скважины в залежи высоковязкой нефти, крепление вертикальной скважины обсадной колонной, перфорацию обсадной колонны в интервале продуктивного пласта, закачку через скважину в продуктивный пласт парогазового теплоносителя, спуск в скважину колонны труб с насосом и отбор разогретой продукции из скважины. Вертикальной скважиной вскрывают залежь высоковязкой нефти, представленной верхней и нижней частями продуктивного пласта, разделенными непроницаемым пропластком. При этом в скважине перфорируют обсадную колонну напротив верхней части продуктивного пласта и в кровле непроницаемого пропластка. После чего производят ГРП закачкой 20%-ной соляной кислоты с расходом 1,5 м³/мин из расчета 2 м³ на 1 м пласта с образованием трещины разрыва. Затем в трещину разрыва закачивают соленую воду плотностью 1180 кг/м³ в объеме закачанной кислоты с расходом 0,8 м³/мин. Далее производят крепление трещины разрыва закачкой сшитого геля со смесью проппантов с расходом 2,0 м³/мин в следующем соотношении, %: проппант фракции 16/20 меш - 60%; цилиндрический проппант фракции 12/16 меш - 20%; RCP-проппант фракции 16/30 меш - 20%. После проведения ГРП перфорируют нижнюю часть продуктивного пласта. Для снижения потерь тепла в начале пароциклического воздействия прогревают скважину циркуляцией пара до прекращения выхода конденсата из обратной линии. В скважину спускают колонну труб, оснащенную снизу вверх обратным клапаном, замковой опорой вставного штангового насоса, нижним перепускным клапаном, нижним пакером, верхним перепускным клапаном и верхним пакером. Размещают колонну труб в скважине так, чтобы верхний пакер находился напротив кровли верхней части продуктивного пласта, а нижний пакер находился напротив кровли нижней части продуктивного пласта. Далее в колонну труб на колонне штанг спускают вставной штанговый насос, который фиксируют в замковой опоре, затем в скважину в течение 14 сут закачивают пар в объеме 40 т/сут. После чего скважину закрывают и выдерживают в течение 14 сут на пропитку. Затем отбирают разогретую высоковязкую нефть, после снижения дебита до рентабельно обоснованной величины для данной скважины циклы закачки пара и отбора разогретой высоковязкой нефти повторяют. Технический результат заключается в: увеличении охвата залежи; повышении эффективности паротеплового воздействия на пласт; исключении перегрева верхней части продуктивного пласта; сокращении тепловых потерь по стволу скважины. 2 ил.

Способ разработки залежи высоковязкой нефти пароциклическим воздействием, включающий бурение вертикальной скважины в залежи высоковязкой нефти, крепление вертикальной скважины обсадной колонной, перфорацию обсадной колонны в интервале продуктивного пласта, закачку через скважину в продуктивный пласт парогазового теплоносителя, спуск в скважину колонны труб с насосом и отбор разогретой продукции из скважины, отличающийся тем, что вертикальной скважиной вскрывают залежь высоковязкой нефти, представленной верхней и нижней частями продуктивного пласта, разделенными непроницаемым пропластком, при этом в скважине перфорируют обсадную колонну напротив верхней части продуктивного пласта и в кровле непроницаемого пропластка, после чего производят ГРП закачкой 20%-ной соляной кислоты с расходом 1,5 м³/мин из расчета 2 м³ на 1 м пласта с образованием трещины разрыва, затем в трещину разрыва закачивают соленую воду плотностью 1180 кг/м³ в объеме закачанной кислоты с расходом 0,8 м³/мин, далее производят крепление трещины разрыва закачкой сшитого геля со смесью проппантов с расходом 2,0 м³/мин в следующем соотношении, %: проппант фракции 16/20 меш - 60%; цилиндрический проппант фракции 12/16 меш - 20%; RCP-проппант фракции 16/30 меш - 20%, после проведения ГРП перфорируют нижнюю часть продуктивного пласта, для снижения потерь тепла в начале пароциклического воздействия прогревают скважину циркуляцией пара до прекращения выхода конденсата из обратной линии, в скважину спускают колонну труб, оснащенную снизу вверх обратным клапаном, замковой опорой вставного штангового насоса, нижним перепускным клапаном, нижним пакером, верхним перепускным клапаном и верхним пакером, размещают колонну труб в скважине так, чтобы верхний пакер находился напротив кровли верхней части продуктивного пласта, а нижний пакер находился напротив кровли нижней части продуктивного пласта, далее в колонну труб на колонне штанг спускают вставной штанговый насос, который фиксируют в замковой опоре, затем в скважину в течение 14 сут закачивают пар в объеме 40 т/сут, после чего скважину закрывают и выдерживают в течение 14 сут на пропитку, затем отбирают разогретую высоковязкую нефть, после снижения дебита до рентабельно обоснованной величины для данной скважины циклы закачки пара и отбора разогретой высоковязкой нефти повторяют.