Способ разработки высоковязкой нефти башкирского объекта Российский патент 2023 года по МПК E21B43/26 

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, а именно к способам добычи высоковязкой нефти обводненных коллекторов, представленных башкирскими карбонатными отложениями Башкирского свода.

Из уровня техники известен способ стимуляции скважин (патент RU № 2161237, МПК E21B 28/00, 43/25, опубл. 27.12.2000 в бюл. № 36), включающий спуск в скважину на глубину зоны перфорации продуктивного пласта гидравлического вибратора, создание импульсно-ударное воздействие на пласт.

Недостатком способа является низкая эффективность, связанная с низким охватом вытеснения высоковязкой нефти башкирского яруса, т.к. применяемый вибратор не позволяет достичь максимально необходимых импульсных волн в условиях карбонатных коллекторов. Оптимальный режим его работы достигается при расходе воды не более 15 л/с.

Известен способ стимуляции нефтегазового пласта закачкой композиции сжиженных газов (патент RU №2696739, МПК E21B 43/26, опубл. 05.08.2019 в бюл. № 22), включающий закачку композиции из сжиженных газов в призабойную зону пласта, для чего формируют композицию из трех потоков, включающую пропан-бутановую смесь, природный газ или попутный нефтяной газ и азот, которые смешивают перед закачкой, при этом осуществляют управление потоками с возможностью изменения в процессе закачки состава газовой композиции, скорости закачки и ее объема, отличающийся тем, что добавляют четвертый поток сжиженного углекислого газа, а управление всеми потоками осуществляют дополнительно с возможностью управления температуры газовой композиции таким образом, чтобы композиция сохраняла жидкое агрегатное состояние на всем протяжении от точки смешения потоков до забоя скважины, а управление потоками осуществляют в три этапа в следующей последовательности: на первом этапе осуществляют формирование буферной зоны путем добавления к четырем основным потокам дополнительного потока ингибитора гидратообразования; на втором этапе продолжают подачу в пласт четырех основных потоков до образования в нем композиции с температурой ниже пластовой, которая после выравнивания ее температуры с пластовой обеспечивает рост внутрипластового давления с превышением давления разрыва пласта; на третьем этапе продолжают подачу четырех основных потоков до образования в скважине столба жидкости, обеспечивающего ее глушение.

Недостатками данного способа являются:

- сложность реализации способа, связанная с большим количеством используемых компонентов в закачиваемой композиции, а также большим количеством используемого оборудования;

- низкая эффективность способа, связанная с неэффективностью воздействия на карбонатные породы Башкирского яруса, т.к. рассчитан на терригенные коллектора. Расчет параметров закачки смеси с учетом начального пластового давления, а не текущего, что не применимо для карбонатных коллектор, т.к. может привести к разрыву пласта с формированием трещин в нижнюю водоносную часть.

Наиболее близким является способ стимуляции скважин путем закачки газовых композиций (патент RU № 2632791, МПК E21B 43/26, 43/27, C09K 8/594, опубл. 09.10.2017 в бюл. № 28), включающий закачку пропана в пласт.

Формируют газовую композицию из трех потоков, включающую пропан-бутановую смесь, природный газ или попутный нефтяной газ и азот, которые смешивают перед закачкой, при этом осуществляют управление потоками с возможностью изменения мольного состава компонентов газовой композиции, скорости и объема ее закачки при условии обеспечения значения температуры газовой композиции менее ее критического значения Ткри давления закачки более критического давления данной композиции Ркр.

Недостатками данного способа являются:

- сложность реализации способа, связанная с большим количеством используемых рабочих агентов, а также большим количеством используемого оборудования;

- низкая эффективность способа, связанная необходимостью придерживаться режимов закачки без контроля за верхней границей, что приводит к нарушению целостности пласта;

- отсутствие возможности проведения на обводненных карбонатных коллекторах в следствие того, что закачиваемый состав может привести к выделению нерастворимых солей и гидратов, кольматирующих пласт.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности способа разработки высоковязкой нефти башкирского объекта путем увеличения охвата пласта воздействием, равномерности выработки запасов нефти, увеличения коэффициент вытеснения нефти за счет обеспечения комбинированного воздействия на пласт, ускоренного смешения пропана, отсутствия нерастворимых осадков и/или газовых гидратов, полного удаления пропана из продуктивного пласта.

Технический результат достигается способом разработки высоковязкой нефти башкирского объекта, включающим закачку пропана в пласт.

Новым является то, что предварительно определяют мощность, приемистость перфорированного пласта, обводненность добывающих скважин, кинематическую вязкость нефти, выбирают участок пласта с мощностью перфорированного пласта не менее 2 м и кинематической вязкостью нефти 1500-2000 сСт, с нагнетательной скважиной и реагирующими добывающими скважинами с обводненностью не более 45%, при этом количество реагирующих добывающих скважин как минимум четыре с расстоянием между скважинами от 200 до 400 м, осуществляют закачку пропана в чередующиеся реагирующие добывающие скважины в нижнюю часть перфорированного интервала продуктивного пласта, равномерными потоками, в объеме, рассчитанном исходя из приемистости пласта, при этом за нижнюю часть перфорированного интервала принимают 30 % длины от всего перфорированного интервала продуктивного пласта, далее в реагирующие добывающие скважины, в которых не производят закачку пропана, спускают акустический вибратор, производят импульсно-ударное воздействие на пласт в течение 19-21 ч, затем вышеописанные операции повторяют, начиная с закачки пропана, при этом меняя реагирующие добывающие скважины для закачки пропана и импульсно-ударного воздействия, далее запускают нагнетательную скважину в работу.

Способ реализуется при использовании следующих реагентов:

- пропан – органическое вещество класса алканов. Массовая доля компонентов пропана и пропилена не менее 75 %, объемная доля жидкого остатка при 20°С не более 0,7 %, избыточное давление насыщенных паров при температуре плюс 45°С не более 1,6 МПа, при температуре минус 20°С не менее 0,16 МПа, массовая доля сероводорода и меркаптановой серы не более 0,013 %, в том числе сероводорода не более 0,003 %, интенсивность запаха не менее 3 баллов. Выпускаемый по ГОСТ 20448-90.

Сущность способа заключается в следующем.

Предварительно определяют мощность, приемистость перфорированного пласта, обводненность добывающих скважин, кинематическую вязкость нефти. Выбирают участок пласта с мощностью перфорированного пласта не менее 2 м и кинематической вязкостью нефти 1500-2000 сСт, с нагнетательной скважиной и реагирующими добывающими скважинами с обводненностью не более 45%. При этом количество реагирующих добывающих скважин как минимум четыре с расстоянием между скважинами от 200 до 400 м.

Определенное количество реагирующих добывающих скважин является оптимальным для равномерного вытеснения нефти на башкирском объекте в связи со сложными строением и низкими фильтрационно-емкостными свойствами.

Определенное расстояние между скважинами обеспечивает оптимальные условия для облегчения транспортировки трудноизвлекаемой нефти из низкопроницаемых зон пласта в башкирском объекте, т.к. при расстоянии менее 200 м произойдет прорыв воды в карбонатных породах башкирского объекта, при расстоянии более 400 м будет слабая гидродинамическая связь между скважинами. Таким образом, создают благоприятные условия.

Производят остановку нагнетательной скважины за 20-30 дней до начала проведения ремонта на реагирующих добывающих скважинах, запуск которой производят сразу после завершения ремонта на последней реагирующей добывающей скважине.

Осуществляют закачку пропана в чередующиеся реагирующие добывающие скважины в нижнюю часть перфорированного интервала продуктивного пласта, равномерными потоками, в объеме, рассчитанном исходя из приемистости пласта, при этом за нижнюю часть перфорированного интервала принимают 30 % длины от всего перфорированного интервала продуктивного пласта.

Далее в реагирующие добывающие скважины, в которых не производят закачку пропана, спускают акустический вибратор (например, патент RU № 2260688, МПК E21B 28/00, 43/25, опубл. 20.09.2005 в бюл. № 26; патент RU № 2321736, МПК E21B 43/25), производят импульсно-ударное воздействие на пласт в течение 19-21 ч.

Затем вышеописанные операции повторяют, начиная с закачки пропана, при этом меняя реагирующие добывающие скважины для закачки пропана и импульсно-ударного воздействия.

Далее запускают нагнетательную скважину в работу. Закачивают сточную воду с суточным объемом равным 60-80 м³/сут и давлением равным 1,5*Р_пл, где Р_пл – пластовое давление, но не превышающим максимально допустимого давления на продуктивный пласт.

В результате в пласте происходит целый ряд процессов, увеличивающих нефтеотдачу.

Реализуют синхронизированное многоточечное импульсно-ударное воздействие чередованием скважин с закачкой пропана и импульсно-ударном воздействием. Происходит статический эффект суммирования энергии импульсов волн, способствующий ускоренному смешению пропана с пластовыми флюидами в 1,3 раза, более равномерному распределению пропана в плате за счет концентрации энергии звуковой волны низкой плотности в высокую плотность энергии, связанную с пульсациями и захлопыванием кавитационных пузырьков.

Далее изменяется состав пластовых флюидов преобразуются тяжелые ароматические структуры, преимущественно смолы и асфальтены, увеличивается доля легкокипящих фракций углеводородных компонентов, нефть становиться более легкой, снижается вязкость добываемой нефти, образуется однофазная жидкость без границы раздела фаз. При этом в пластовых флюидах не образуются нерастворимые осадки при смешении с пластовой водой и/или не образуются газовых гидратов. Пропан не вступает во взаимодействие с породообразующими минералами продуктивного пласта, а именно не происходит набухания при гидратации глин, образования труднорастворимых осадков при реакциях с минералами, что исключает блокирование проводящих каналов продуктивного пласта. Пропан полностью удаляется из продуктивного пласта, чтобы исключить блокирование проводящих каналов продуктивного пласта остаточными жидкостями, которые удерживаются капиллярными силами.

В результате изменяется реология поведения флюидов, увеличивается подвижность нефти в порах и каналах в пласте и облегчается ее продвижение к скважине.

Пример практического применения (пример 1 в таблице).

Предварительно определили мощность, приемистость перфорированного пласта, обводненность добывающих скважин, кинематическую вязкость нефти. Выбирали участок пласта с мощностью перфорированного пласта 3,1 м и кинематической вязкостью нефти 1713 сСт, с нагнетательной скважиной и реагирующими добывающими скважинами с обводненностью 28%. При этом количество реагирующих добывающих скважин 5 шт. с расстоянием между скважинами 250 м.

Затем произвели остановку нагнетательной скважины за 22 дня до начала проведения ремонта на реагирующих добывающих скважинах.

Закачали пропан в чередующиеся реагирующие добывающие скважины в нижнюю часть перфорированного интервала продуктивного пласта, равномерными потоками, в объеме 43 м³.

Далее в реагирующие добывающие скважины, в которых не производили закачку пропана, спустили акустический вибратор (например, патент на изобретение RU 2321736, МПК E21B 43/25), производили импульсно-ударное воздействие на пласт в течение 19,5 ч.

Затем вышеописанные операции повторяли, начиная с закачки пропана, при этом меняя реагирующие добывающие скважины для закачки пропана и импульсно-ударного воздействия.

Далее запустили нагнетательную скважину в работу. Закачали сточную воду с суточным объемом равным 63 м³/сут и давлением равным 112 атм.

С приближением значения вязкости к верхней границе эффективность снижается, наблюдается наименьший прирост.

Остальные примеры осуществления способа разработки высоковязкой нефти башкирского объекта выполняют аналогично. Их результаты приведены в табл. (примеры 2-6).

Таблица. Результаты осуществления способа разработки высоковязкой нефти башкирского объекта

№ примера Дебит на участке до осуществления способа, т/сут Мощность перфорированного пласта, м Кинематическая вязкость нефти, сСт Реагирующие добывающие скважины Нижнюю часть перфорированного интервала продуктивного пласта, м Объем пропана, м³ Период импульсно-ударного воздействия, ч Дебит на участке после осуществления способа, т/сут Количество, шт Расстояние между скважинами, м Обводненность, % 1 14,1 3,1 1713 5 250 28 1 43 19,5 17,8 2 13,4 2 1598 4 400 39 0,7 36 19 14,6 3 12,9 5,6 1531 6 300 33 1,9 54 21 18,3 4 16,2 4,9 1928 5 320 45 1,6 51 20 16,7 5 15,3 3,6 1817 4 230 37 1,2 48 19 18,1 6 14,6 4,4 1623 5 240 39 1,5 58 20 18,6

Полученные результаты показывают, что повышается эффективность способа разработки высоковязкой нефти башкирского объекта путем увеличения охвата пласта воздействием, равномерности выработки запасов нефти, увеличения коэффициент вытеснения нефти за счет обеспечения комбинированного воздействия на пласт, ускоренного смешения пропана, отсутствия нерастворимых осадков и/или газовых гидратов, полного удаления пропана из продуктивного пласта.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, а именно к способам добычи высоковязкой нефти обводненных коллекторов, представленных башкирскими карбонатными отложениями Башкирского свода. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности способа разработки высоковязкой нефти башкирского объекта путем увеличения охвата пласта воздействием, равномерности выработки запасов нефти, увеличения коэффициента вытеснения нефти за счет обеспечения комбинированного воздействия на пласт, ускоренного смешения пропана, отсутствия нерастворимых осадков и/или газовых гидратов, полного удаления пропана из продуктивного пласта. Согласно способу определяют мощность, приемистость перфорированного пласта, обводненность добывающих скважин, кинематическую вязкость нефти. Выбирают участок пласта с мощностью перфорированного пласта не менее 2 м и кинематической вязкостью нефти 1500-2000 сСт, с нагнетательной скважиной и реагирующими добывающими скважинами с обводненностью не более 45%, при этом количество реагирующих добывающих скважин как минимум четыре с расстоянием между скважинами от 200 до 400 м. Осуществляют закачку пропана в чередующиеся реагирующие добывающие скважины в нижнюю часть перфорированного интервала продуктивного пласта, равномерными потоками, в объеме, рассчитанном исходя из приемистости пласта. При этом за нижнюю часть перфорированного интервала принимают 30% длины от всего перфорированного интервала продуктивного пласта. Далее в реагирующие добывающие скважины, в которых не производят закачку пропана, спускают акустический вибратор, производят импульсно-ударное воздействие на пласт в течение 19-21 ч. Затем вышеописанные операции повторяют, начиная с закачки пропана, при этом меняя реагирующие добывающие скважины для закачки пропана и импульсно-ударного воздействия, далее запускают нагнетательную скважину в работу. 1 табл., 1 пр.

Способ разработки высоковязкой нефти башкирского объекта, включающий закачку пропана в пласт, отличающийся тем, что предварительно определяют мощность, приемистость перфорированного пласта, обводненность добывающих скважин, кинематическую вязкость нефти, выбирают участок пласта с мощностью перфорированного пласта не менее 2 м и кинематической вязкостью нефти 1500-2000 сСт, с нагнетательной скважиной и реагирующими добывающими скважинами с обводненностью не более 45%, при этом количество реагирующих добывающих скважин как минимум четыре с расстоянием между скважинами от 200 до 400 м, осуществляют закачку пропана в чередующиеся реагирующие добывающие скважины в нижнюю часть перфорированного интервала продуктивного пласта, равномерными потоками, в объеме, рассчитанном исходя из приемистости пласта, при этом за нижнюю часть перфорированного интервала принимают 30% длины от всего перфорированного интервала продуктивного пласта, далее в реагирующие добывающие скважины, в которых не производят закачку пропана, спускают акустический вибратор, производят импульсно-ударное воздействие на пласт в течение 19-21 ч, затем вышеописанные операции повторяют, начиная с закачки пропана, при этом меняя реагирующие добывающие скважины для закачки пропана и импульсно-ударного воздействия, далее запускают нагнетательную скважину в работу.