Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами Российский патент 2024 года по МПК E21B43/22 E21B43/24 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти с водонасыщенными зонами.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонефтяными зонами (патент RU № 2730705, МПК Е21В 43/24, опуб. 25.08.2020, бюл. №24), включающий строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин, прогрев пласта закачкой в обе скважины горячего рабочего агента, определение расположения водонасыщенной зоны, примыкающей к добывающей скважине, установку съемного проходного пакера на дальней границе интервала притока воды, закачку изолирующего состава в водонасыщенную зону с последующей технологической выдержкой, закачку вытесняющего агента в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины. При этом при обнаружении водонасыщенной зоны, расположенной со стороны устья горизонтального участка добывающей скважины, устанавливают проходной съемный пакер ближе к забою не менее чем на 1-10 м относительно дальней границы водонасыщенной зоны. Объем эмульсионного состава определяют по формуле Vэм. с.= l·π·D²/4, где l – длина нефтенасыщенного интервала, D – диаметр открытого ствола горизонтальной скважины. Затем в нефтенасыщенную зону добывающей скважины, расположенную за проходным съемным пакером, закачивают равными частями 0,2-0,5 м³, в зависимости от давления закачки, эмульсионный состав - эмульсию обратного типа, в которой объемное соотношение воды к эмульгатору инвертных эмульсий постепенно увеличивают в пределах от 1:2 до 1:10, контролируя динамику давления закачки, которое не должно превышать 0,90-0,92 от допустимого значения. Продавливают эмульсионный состав в пласт пресной водой, извлекают проходной съемный пакер и закачивают водоизолирующий состав в водонасыщенную зону при давлении, не превышающем давление гидроразрыва пласта.

Недостатками способа являются неполное продавливание водоизолирующего состава внутрь пор водонасыщенного участка пласта, возможное его движение по наиболее проницаемым участкам при продавливании, также слабое проникновение может быть связано с высокой вязкостью водоизолирующего состава по сравнению с водой. В итоге реализация способа приводит к неравномерному и неглубокому проникновению гелевого состава, что способствует повторному прорыву воды из водонасыщенной зоны в зоне «пятки» горизонтальной добывающей скважины. Также сказывается отсутствие подпорки гелевого состава внутри фильтра скважины после закачки водоизолирующего состава.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами (патент RU № 2690586, МПК Е21В 43/24, опуб. 04.06.2019, бюл. №16), включающий строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин с установкой обсадных колонн с фильтровыми частями в соответствующих горизонтальных участках, прогрев пласта закачкой в обе скважины горячего рабочего агента с удельным весом ниже удельного веса пластовой воды, проведение исследований для определения водонасыщенных зон, примыкающих к добывающей скважине. После чего в обсадной колонне, примыкающей к водонасыщенным зонам этой скважины, осуществляют перекрытие этих зон водоизолирующим составом, разрушающимся при внешнем воздействии, с последующей технологической выдержкой, закачку вытесняющего агента в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины. В качестве водоизолирующего состава применяют термостойкую гелевую композицию, а в качестве вытесняющего агента - пар температурой не менее 180°С. Определение водонасыщенных зон проводят в добывающей скважине геофизическими исследованиями в два этапа, первый из которых электрический и/или радиоактивный - до начала закачки пара, а второй термометрический - после прогрева пласта до начала добычи продукции. При обнаружении водонасыщенных зон, вскрытых горизонтальным стволом добывающей скважины со стороны устья, и определении крайних верхней и нижней границ этих зон, перед закачкой и продавливанием в поровое пространство продуктивного пласта водоизолирующего состава ближе к забою не менее чем на 15 м относительно нижней границы водонасыщенной зоны устанавливают глухой разбуриваемый пакер, потом ближе к устью не менее чем на 15 м относительно верхней границы водонасыщенной зоны на насосно-компрессорных трубах (НКТ) спускают и устанавливают проходной съемный пакер с выходом в межпакерное пространство не менее чем на 3 метра от съемного пакера. Закачку водоизолирующего состава производят по НКТ при давлении, не превышающем давление гидроразврыва пласта. После технологической выдержки съемный пакер извлекают вместе с НКТ, а глухой пакер разбуривают вместе с водоизолирующим составом, оставшимся в стволе скважины. После этого в добывающей скважине размещают спускаемый на НКТ насос ниже глубины интервала закачки водоизолирующего состава не менее чем на 50 м, после чего нагнетательную скважину запускают под закачку пара, а добывающую - под отбор продукции.

Недостатками способа является отсутствие подпорки гелевого состава внутри фильтра скважины после закачки водоизолирующего состава, так как внутри фильтра гелевый состав разбуривается вместе с глухим пакером и остается только небольшой по глубине проникновения и равномерности слой вокруг фильтровой части гелевый состав в водонасыщенной зоне, который с большой вероятностью будет вновь пропускать воду к насосу в добывающей скважине.

Техническими задачами предлагаемого способа являются

-расширение функциональных возможностей за счет закачки и сохранения водоизолирующего гелевого состава внутри фильтровой части «пятки» добывающей скважины в водонасыщенном интервале с частичным проникновением также в пласт;

-концентрацию депрессии, создаваемой погружным насосом в нефтенасыщенном интервале со спуском насоса в фильтровую часть в нефтенасыщенный интервал;

-закачка водоизолирующего состава через колонну гибких насосно-компрессорных труб - колтюбинг с заполнением внутрифильтрового пространства;

-возможность его применения не только в случае наличия водонасыщенного интервала в «пятке» горизонтальной добывающей скважины, но и при прорыве пара с нагнетательной горизонтальной скважины к насосу в добывающей горизонтальной скважине, приводящему к снижению его продуктивности, либо к выходу из строя, вследствие достижения предельной температуры его работоспособности.

Поставленная задача решается способом разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами, включающим строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин с установкой обсадных колонн с фильтровыми частями в соответствующих горизонтальных участках, прогрев пласта закачкой в обе скважины горячего рабочего агента в виде пара с температурой не менее 180°С и удельным весом ниже удельного веса пластовой воды, проведение исследований для определения водонасыщенных зон, примыкающих к добывающей скважине, после чего в обсадной колонне, примыкающей к водонасыщенным зонам этой скважины, осуществляют перекрытие этих зон водоизолирующим составом, разрушающимся при внешнем воздействии, с последующей технологической выдержкой, закачку вытесняющего агента в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины, в качестве водоизолирующего состава применяют термостойкую гелевую композицию, а вытесняющего агента - пар температурой не менее 180°С, определение водонасыщенных зон проводят в добывающей скважине геофизическими исследованиями в два этапа, первый из которых электрический и/или радиоактивный - до начала закачки пара, а второй термометрический - после прогрева пласта до начала добычи продукции

Новым является то, что при обнаружении водонасыщенных зон, вскрытых горизонтальным стволом добывающей скважины со стороны устья, и определении крайних верхней и нижней границ этих зон осуществляют спуск электропогружного насоса (ЭЦН) на насосно-компрессорных трубах (НКТ) в добывающую скважину параллельно с колтюбингом, зафиксированным к концу колонны НКТ, где расположена грушевидная насадка, посредством отцепной муфты, отсоединяющейся от НКТ при повышении давления в колтюбинге регуляцией с поверхности, спуск ЭЦН осуществляют на глубину не менее 150 метров ниже нижней границы водонасыщенной зоны в районе переходной температуры между максимальным и минимальным по результатам термометрических геофизических исследований, далее повышением давления в колтюбинге инициируют отцеп муфты крепящей колтюбинг к НКТ, начинают подъем конца колтюбинга до 20 метров глубже нижней границы водонасыщенной зоны после чего начинают закачку расчетного объема водоизолирующего состава с продолжением подъема колтюбинга не более 10 метров в минуту с остановкой каждые 15 метров до глубины 20 метров выше верхней границы водонасыщенной зоны, при этом объем водоизолирующего состава определяется по формуле

V_вс – объем водоизолирующего состава, м³,

L – длина водонасыщенного интервала, м,

D - диаметр долота при бурении скважины, м,

d - диаметр НКТ внутри фильтра, м.

после окончания технологической паузы на время гелеобразования начинают эксплуатировать нагнетательную скважину в режиме закачки вытесняющего агента, а добывающую в режиме отбора продукции через ЭЦН.

Реализация способа поясняется чертежом.

На фиг. 1 показана схема профиля пары горизонтальных скважин на этапе циркуляции пара в обе скважины.

На фиг. 2 показана схема профиля пары горизонтальных скважин на этапе установки водоизолирующего состава.

На фиг. 3 показана схема профиля пары горизонтальных скважин на этапе эксплуатации.

Способ осуществляется следующим образом.

Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами включает строительство в продуктивном пласте 1 (фиг. 1, 2 и 3) горизонтальной добывающей скважины 2 и нагнетательной скважины 3, расположенной выше и параллельно добывающей скважине 2, установку обсадных колонн с щелями – фильтрами 4, 5, проведение первого этапа геофизических исследований (электрические и/или радиоактивные) для определения нефтенасыщенности вдоль ствола добывающей скважины 2, а также определение водонасыщенных зон 6, примыкающих к добывающей скважине 2.

Далее в нагнетательной скважине 3 (фиг. 1) и в добывающей скважине 2 для закачки пара размещают одну или две колонны насосно-компрессорных труб – НКТ 7 и 8 соответственно. При этом при использовании двух НКТ 7 и/или 8 конец НКТ 7 и/или 8 меньшего диаметра располагают в начале горизонтального ствола, а конец НКТ 7 и/или 8 большего диаметра во второй половине горизонтальной части ствола скважины 3 и 2 соответственно. При этом концы колонн НКТ 8 добывающей скважины 2 размещают со смещением по горизонтали относительно концов НКТ 7 нагнетательной скважины 3 не менее чем на 30 м. На условия расположения НКТ 7 и 8 в скважинах 2 и 3 авторы не претендуют.

В обе скважины 2 и 3 через НКТ 6 и 7 закачивают теплоноситель в виде пара температурой не менее 180°С для образования паровой камеры (на чертеже не показана). На месторождениях Татарстана рекомендуемый коэффициент расхода пара на один погонный метр фильтровой части горизонтальных скважин составляет для нагнетательной скважины 3 – от 8,3 т/м до 6 т/м, а для добывающей скважины 2 – от 6,4т/м до 6,6 т/м при давлении, не превышающем давления гидроразрыва покрышки пласта 1. На режимы закачки авторы не претендуют.

После образования паровой камеры, до начала добычи продукции, проводят второй этап геофизических исследований - термометрический со снятием термограммы вдоль ствола добывающей скважины 2 для определения как минимум одной водонасыщенной зоны 6 с пониженной температурой прогрева. При обнаружении водонасыщенных зон 6, вскрытых горизонтальным стволом добывающей скважины 2 со стороны устья, и определении крайних верхней и нижней границ этих зон 6, осуществляют спуск электропогружного насоса (ЭЦН) 9 на насосно-компрессорных трубах (НКТ) 10 в добывающую скважину 2 параллельно с колтюбингом 11, зафиксированным к концу колонны НКТ 10, где расположена грушевидная насадка 12. Спуск ЭЦН 9 осуществляют на глубину не менее 150 метров ниже нижней границы водонасыщенной зоны 6 в районе переходной температуры между максимальным и минимальным значениями по результатам термометрических геофизических исследований. Далее повышением давления в колтюбинге 11 инициируют отцеп муфты (на фиг. не указана), крепящей колтюбинг 11 к НКТ 10, и начинают подъем конца колтюбинга 11 до 20 метров глубже уровня нижней границы водонасыщенной зоны 6. После этого начинают закачку расчетного объема водоизолирующего состава 13 с продолжением подъема колтюбинга 11 со скоростью не более 10 метров в минуту с остановкой через каждые 15 метров до глубины 20 метров выше уровня верхней границы водонасыщенной зоны 6. При этом объем водоизолирующего состава 13 определяется по формуле

V_{водоизол.сост.} – объем водоизолирующего состава, м³_,

L – длина водонасыщенного интервала, м,

D - диаметр долота при бурении скважины, м,

d - диаметр НКТ внутри фильтра, м.

После окончания технологической паузы на время гелеобразования начинают эксплуатировать нагнетательную скважину 3 в режиме закачки вытесняющего агента, а добывающую 2 в режиме отбора продукции через ЭЦН 9 (фиг. 3).

Пример конкретного выполнения способа.

На Морозном месторождении сверхвязкой нефти, находящемся на глубине 123 м, коллектор – пласт 1 (фиг. 1) представлен неоднородными пластами толщиной около 23 м с наличием водонасыщенных зон, пластовой температурой 8°С и давлением 0,44 МПа, нефтенасыщенностью 0,68 д. ед., пористостью 30 %, проницаемостью 0,34 мкм², плотностью битума в пластовых условиях 973 кг/м³, вязкостью 17420 мПа*с. В пласте 1 пробурили пару горизонтальных скважин: добывающую - 2 и нагнетательную - 3 на расстоянии примерно 5 м друг от друга, глубиной 896 м. После строительства скважин провели геофизические исследования (электрические и радиоактивные) для определения нефтенасыщенности вдоль стволов добывающей 2 и нагнетательной 3 скважин, выявили потенциальные водонасыщенные зоны 6, примыкающие к добывающей скважине 2 на расстоянии от устья 223 м – 496 м. Провели прогрев пласта 1 закачкой пара температурой 180-200°С в обе скважины 2 и 3 через НКТ 7 и 8, соответственно, с созданием паровой камеры. При этом в верхнюю нагнетательную скважину 3 закачали объем пара 5780 тонн со среднесуточным расходом 105 т/сут, в нижнюю добывающую скважину 2 закачали объем пара 4460 тонн со среднесуточным расходом 95 т/сут. Далее, после выдержки на термокапиллярной пропитке на 15 суток, провели термобарометрические измерения в добывающей скважине 2 посредством геофизических исследований. По результатам данных исследований повторно определили, что в интервале расстояния от устья от 238 м до 511 м обнаружили водонасыщенную зону 6 с пониженной температурой прогрева.

Далее осуществляют спуск погружного насоса ЭЦН5А-160-400 9 на НКТ 10 в добывающую скважину 2 параллельно с колтюбингом 11, зафиксированным к концу колонны НКТ 10, где расположена грушевидная насадка 12 , спуск ЭЦН5А-160-400 9 осуществляют на расстоянии 670 метров от устья в районе переходной температуры между максимальной температурой 157 °С на расстоянии 817 м и при минимальной температуре 118 °С на расстоянии 548 м от устья по результатам термометрических геофизических исследований. Далее повышением давления в колтюбинге 11 инициируют отцеп муфты крепящей колтюбинг 11 к НКТ 10, начинают подъем конца колтюбинга 11 до расстояний 531 м от устья, после чего начинают закачку гелевого состава 13 в объеме 5 м³ с продолжением подъема колтюбинга 11 со скоростью 8-10 метров в минуту и остановками каждые 15 метров до расстояния 218 метров от устья, перекрывая водонасыщенную зону 6 гелевым составом 13. Гелевый состав 13 при этом остается внутри фильтровой части 4 добывающей скважины 2 , проникает за пределы фильтра 4 в пробуренный долотом интервал пласта 1, а также частично в сам пласт 1, обеспечивая водоизоляцию данного интервала.

После закачки гелеобразующего состава 13 выдерживают технологическую паузу продолжительностью двух суток для полного структурирования геля. Далее начинают (фиг. 3) отбор продукции через насос ЭЦН5А-160-400 9, а в нагнетательную скважину 3 закачивают пар со среднесуточным расходом 120-130 т/сут. После 3 месяцев эксплуатации и установления устойчивой термогидродинамической связи между скважинами 2 и 3 характеризующейся повышением температуры добываемой жидкости, а также повышением термограммы вдоль ствола добывающей скважины 2, обводненность составила 78 %, дебит по нефти – 24-26 т/сут.

Предлагаемый способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами позволяет расширить функциональные возможности за счет закачки и сохранения водоизолирующего гелевого состава внутри фильтровой части «пятки» добывающей скважины в водонасыщенном интервале с частичным проникновением также в пласт, создать концентрацию депрессии, создаваемой погружным насосом в нефтенасыщенном интервале. Возможно применение предлагаемого способа также в случае наличия прорыва пара с нагнетательной горизонтальной скважины к насосу в добывающей горизонтальной скважине, приводящему к снижению его продуктивности, либо к выходу из строя, вследствие достижения предельной температуры его работоспособности.

Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами включает строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин, прогрев пласта и проведение исследований для определения водонасыщенных зон, примыкающих к добывающей скважине. После чего в обсадной колонне, примыкающей к водонасыщенным зонам этой скважины, осуществляют перекрытие этих зон водоизолирующим составом – термостойкой гелевой композицией. Далее производят закачку вытесняющего агента - пара температурой не менее 180°С, в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины. При обнаружении водонасыщенных зон осуществляют спуск электроцентробежного насоса (ЭЦН) на насосно-компрессорных трубах (НКТ) в добывающую скважину параллельно с колтюбингом, зафиксированным к концу колонны НКТ, где расположена грушевидная насадка посредством отцепной муфты. Далее повышением давления в колтюбинге инициируют отцеп муфты, крепящей колтюбинг к НКТ, и осуществляют подъем конца колтюбинга. После чего начинают закачку расчетного объема водоизолирующего состава с продолжением подъема колтюбинга. После окончания технологической паузы на время гелеобразования начинают эксплуатировать нагнетательную скважину в режиме закачки вытесняющего агента, а добывающую - в режиме отбора продукции через ЭЦН. Обеспечивается расширение функциональных возможностей способа разработки залежи. 3 ил.

Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами, включающий строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин с установкой обсадных колонн с фильтровыми частями в соответствующих горизонтальных участках, прогрев пласта закачкой в обе скважины горячего рабочего агента в виде пара с температурой не менее 180°С и удельным весом ниже удельного веса пластовой воды, проведение исследований для определения водонасыщенных зон, примыкающих к добывающей скважине, после чего в обсадной колонне, примыкающей к водонасыщенным зонам этой скважины, осуществляют перекрытие этих зон водоизолирующим составом, разрушающимся при внешнем воздействии, с последующей технологической выдержкой, закачку вытесняющего агента в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины, в качестве водоизолирующего состава применяют термостойкую гелевую композицию, а вытесняющего агента - пар температурой не менее 180°С, определение водонасыщенных зон проводят в добывающей скважине геофизическими исследованиями в два этапа, первый из которых электрический и/или радиоактивный - до начала закачки пара, а второй термометрический - после прогрева пласта до начала добычи продукции, отличающийся тем, что при обнаружении водонасыщенных зон, вскрытых горизонтальным стволом добывающей скважины со стороны устья, и определении крайних верхней и нижней границ этих зон осуществляют спуск электроцентробежного насоса (ЭЦН) на насосно-компрессорных трубах (НКТ) в добывающую скважину параллельно с колтюбингом, зафиксированным к концу колонны НКТ, где расположена грушевидная насадка посредством отцепной муфты, отсоединяющейся от НКТ при повышении давления в колтюбинге регулированием с поверхности, спуск ЭЦН осуществляют на глубину не менее 150 м ниже нижней границы водонасыщенной зоны в районе переходной температуры между максимальной и минимальной температурами по результатам термометрических геофизических исследований, далее повышением давления в колтюбинге инициируют отцеп муфты, крепящей колтюбинг к НКТ, далее осуществляют подъем конца колтюбинга до уровня глубже на 20 м нижней границы водонасыщенной зоны, после чего начинают закачку расчетного объема водоизолирующего состава с продолжением подъема колтюбинга со скоростью не более 10 м/мин с остановкой через каждые 15 м до глубины выше на 20 м верхней границы водонасыщенной зоны, при этом объем водоизолирующего состава определяется по формуле:

V_{водоизол.сост.}=(πL/4)⋅(D²-d²),

где V_{водоизол.сост.} - объем водоизолирующего состава, м³,

L - длина водонасыщенной зоны, м,

D - диаметр долота при бурении скважины, м,

d - диаметр НКТ внутри фильтра, м,

после окончания технологической паузы на время гелеобразования начинают эксплуатировать нагнетательную скважину в режиме закачки вытесняющего агента, а добывающую - в режиме отбора продукции через ЭЦН.