Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин 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 использованием парных горизонтальных скважин.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин (см. патент РФ № 2663530, МПК Е21 В43/24, Е21В 43/22, опубл. 07.08.2018, бюл. №22), включающий строительство в продуктивном пласте горизонтальной нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, закачку углеводородного растворителя и пара для прогрева продуктивного пласта и создания паровой камеры, перевод в режим закачки пара в нагнетательную скважину и отбора продукции в добывающей скважине. Предварительно лабораторными исследованиями на образце керна продуктивного пласта определяют скорость диффузии углеводородного растворителя в данном образце в вертикальном направлении под действием сил гравитации при пластовых условиях. На основании данной скорости диффузии рассчитывается продолжительность прохождения углеводородного растворителя расстояния по вертикали от нагнетательной до добывающей скважины по формуле:

,

где t – продолжительность прохождения углеводородного растворителя расстояния по вертикали от нагнетательной до добывающей скважины, ч;

h – расстояние по вертикали от нагнетательной до добывающей скважины, м;

υ – скорость диффузии углеводородного растворителя в вертикальном направлении под действием сил гравитации при пластовых условиях, м/ч.

До начала прогрева пласта закачкой пара, в нагнетательную скважину закачивается углеводородный растворитель в объеме, рассчитанном по формуле:

,

где – объем закачки углеводородного растворителя, м³;

=1÷3 – безразмерный коэффициент, выбираемый в зависимости от геолого-физических свойств пласта;

– диаметр фильтра, м;

– длина фильтровой части горизонтальной скважины, м.

При этом закачка пара для освоения пары скважин начинается по истечении расчётного времени достижения растворителем добывающей скважины.

Недостатками известного способа являются его применение после бурения парных скважин перед этапом освоения закачкой пара, при этом наибольшая эффективность способа достигается при периодической многократной закачке растворителя в нагнетательную скважину в процессе эксплуатации совместно с паром или при остановке закачки пара оторочкой.

Наиболее близким является способ разработки залежей тяжелых и сверхвязких нефтей, включающий закачку пара в пласт, прогрев пласта с созданием паровой камеры, совместную закачку пара и углеводородного растворителя и отбор продукции, отличающийся тем, что в качестве углеводородного растворителя применяют смесь углеводородов предельного алифатического и ароматического рядов, основным компонентом которой является бензол, а совместную закачку пара и углеводородного растворителя осуществляют после достижения температуры в паровой камере не менее температуры фазового перехода смеси пара и углеводородного растворителя с поддержкой температуры в паровой камере не ниже температуры фазового перехода смеси пар - углеводородный растворитель (см. патент РФ № 2387818, МПК Е21В 43/24, опубл. 27.04.2010, бюл. №12), который принят за прототип.

Недостатками способа являются низкая эффективность способа при наличии смежных парных скважин, так как при проникновении растворителя с паром на границы сформированных паровых камер на него может оказывать влияние избыточное давление, создаваемое от паровых камер соседних парных скважин и ограничивать его проникновение в продуктивный пласт. Так как при повышении давления растворитель при той же температуре в паровой камере будет переходить из газообразного состояния в конденсат и стекать к добывающей скважине, не достигая периферийных частей паровой камеры с остаточной нефтью, а также, не вовлекая в разработку так называемую зону «треугольника» при парном расположении горизонтальных стволов в продуктивном пласте.

Технической задачей заявляемого способа является повышение эффективности способа за счет поддержания определенных термобарометрических параметров в паровой камере над добывающей скважиной, способствующих поддержанию растворителя в газообразном состоянии и достижения им периферийных частей паровой камеры и зон «треугольника» с остаточной нефтью, влияющих на повышение дебитов по нефти и процента отбора извлекаемых запасов.

Техническая задача решается способом разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин, включающим закачку пара в пласт через парные горизонтальные нагнетательные и добывающие скважины для прогрева пласта с созданием паровой камеры, перевод горизонтальных добывающих скважин в режим отбора продукции электроцентробежным насосом, дальнейшую закачку пара через горизонтальные нагнетательные скважины.

Новым является то, что дополнительно в горизонтальные нагнетательные скважины инициируют закачку углеводородного растворителя совместно с паром, при температуре в паровой камере не менее температуры фазового перехода смеси пара и углеводородного растворителя с поддержкой температуры в паровой камере не ниже температуры фазового перехода смеси пар - углеводородный растворитель, поочередно в шахматном порядке - через одну скважину, с остановкой закачки пара в соседние горизонтальные нагнетательные скважины и сокращением отбора в парных горизонтальных добывающих скважинах не менее чем в 2 раза.

Реализация предлагаемого способа поясняется графическим материалом.

На фиг. 1 показана схема расположения скважин (поперечный разрез).

Способ осуществляется следующим образом.

Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин включает строительство в продуктивном пласте 1 (фиг. 1) горизонтальных добывающих скважин 2, 2', 2'', 2''' и нагнетательных скважин 3, 3', 3'', 3''', расположенных выше и параллельно добывающим скважинам 2, 2', 2'', 2''' при этом расстояние между добывающими скважинами 2, 2', 2'', 2''' не менее 100 м.

На начальном этапе эксплуатация данных скважин 2, 3 заключается в закачке в них пара для обеспечения приемистости и гидродинамической связи между стволами скважин 2, 3. Продолжительность этапа прогрева скважин 2, 3 составляет от 2 до 6 месяцев, в зависимости от расчетного объема закачки пара (см. патент РФ № 2663527, МПК Е21В 43/24, Е21В 47/00, опубл. 07.08.2018, бюл. №22). Этап прогрева направлен на воздействие непосредственно на пласт 1 с целью изменения свойств углеводородного сырья - «снижения вязкости нефти и придания ей текучести». После завершения закачки расчетного объема пара нагнетание пара в скважины 2, 3 прекращают. В результате внесения паром тепла в пласт 1 происходит разогрев участка пласта в интервале между верхней 3 и нижней 2 горизонтальными скважинами, снижается вязкость нефти в этой зоне и, тем самым, обеспечивается гидродинамическая связь между скважинами 2, 3. Также формируется паровая камера 4 над добывающей скважиной 2, которая растет по мере продолжения закачки пара в пласт 1.

Осуществляется непрерывная закачка пара в нагнетательную скважину 3 для повышения как температуры в пласте 1, так и пластового давления при инициации отбора продукции через добывающую скважину 2. На границе паровой камеры 4 внесенное в пласт 1 тепло передается малоподвижной нефти. При этом пар конденсируется, а прогретая нефть вытесняется под действием собственного веса и сконденсировавшегося пара по направлению сверху вниз. Таким образом, производительность горизонтальной добывающей скважины 2 обеспечивается действием двух факторов – гравитационного и гидродинамического перепадов давления при расчетной температуре прогрева пласта, обеспечивающей подвижность сверхвязкой нефти.

С момента начала добычи нефти, паровая камера 4, по мере вытеснения нефти паром за счет гравитационного разделения и непрерывной закачки пара, постоянно расширяется, формируя грушевидную форму. При достижении пара кровли пласта 1 может распространяться по латерали и сливаться с паровыми камерами соседних аналогичных парных горизонтальных скважин 2, 3 в системе разработки. При этом остаются не вовлеченными в разработку так называемые «треугольники» 5 между добывающими скважинами 2, ограниченные паровыми камерами 4.

Инициируют закачку углеводородного растворителя в нагнетательные скважины 3 и 3'' совместно с паром, либо закачивают растворитель оторочками с временной остановкой закачки пара и ее возобновлением после завершения закачки растворителя. При этом закачку растворителя ведут не в каждую нагнетательную скважину, а через одну - в 3 и 3''. За 10 суток до организации закачки растворителя останавливают закачку пара в соседние нагнетательные скважины 3', 3''', а также сокращают отбор в парных добывающих скважинах 2', 2''' не менее чем в 2 раза. При этом смесь пара и растворителя сохраняется в газообразном состоянии и достигает периферийных частей паровых камер 4, 4''. Далее растворитель вступает в реакцию и «доотмывает» остаточную нефть, а также способна распространиться по латерали в паровой камере 4, 4'' и постепенно конденсируясь, поступает в зоны «треугольника» 5. Зоны треугольника 5 находятся между парами горизонтальных скважин 2-2'-2''2''', 3-3'-3''3''' вне паровых камер 4-4'-4''3''', и дополнительно вовлекаются в разработку, повышая охват воздействием с увеличением отбора начальных извлекаемых запасов нефти. Через 10 суток после завершения закачки растворителя возобновляют закачку пара в соседние нагнетательные скважины 3', 3''', и увеличивают отбор из парной добывающей скважины 2', 2''' до прежнего уровня отбора.

Пример конкретного выполнения.

Эксплуатируют пару скважин на Краснооктябрьском месторождении высоковязкой нефти. Вязкость нефти составляет 14780*10-6 м²/с (при 8°С).

На этапе разработки пласта 1 залежи сверхвязкой нефти участок разбуривают поисковыми скважинами с отбором керна и проведением геофизических исследований. Проводили лабораторные исследования на образцах керна из продуктивного пласта 1 для определения геолого-физических параметров пласта 1 и вязкости нефти в стандартных условиях. Получены следующие средние значения проницаемости пласта – 2,01, пористости – 30 %, коэффициента нефтенасыщенности – 0,51 доли ед.

На участке продуктивного пласта 1 бурили четыре пары горизонтальных добывающих скважин 2, 2', 2'', 2''' и нагнетательных скважин 3, 3', 3'', 3'''. Добывающие скважины с горизонтальными стволами длиной 908-1143 м на глубине 126 м пробурены долотом диаметром 244,5 мм. Нагнетательные скважины 3, 3', 3'', 3''' с горизонтальными стволами длиной 912-1152 м на глубине 118 м пробурены долотом диаметром 244,5 мм. Горизонтальные стволы добывающих и нагнетательных скважин обсажены колоннами с щелями - щелевыми фильтрами диаметром 168 мм. Среднее расстояние по вертикали между парными скважинами составляет h=5 м.

Спускали по две колонны НКТ во все скважины. Конец первой колонны диаметром 60 мм спустили до конца первой половины фильтра, конец второй колонны НКТ диаметром 89 мм спустили во вторую половину фильтра горизонтального ствола.

На начальном этапе скважины осваивали закачкой пара расчетного объема для обеспечения приемистости и гидродинамической связи между стволами скважин. Объем пара на каждую пару скважин составил от 13800 до 17500 тонн. После завершения освоения закачкой пара скважины оставляют на технологическую паузу – термокапиллярную пропитку для распределения тепла и давления на 15-20 суток. В добывающие скважины спустили одну колонну НКТ диаметром 89 мм с насосом марки ЭЦН5А-160-300.

Закачивали пар с расходом 80-120 т/сут в нагнетательные скважины 3-3'-3''3''', а пластовую продукцию из добывающих скважин 2-2'-2''2''' отбирали электроцентробежным насосом с режимом отбора по жидкости 100-145 т/сут и дебитом по нефти от 7 до 22 т/сут.

После двух лет эксплуатации инициировали закачку углеводородного растворителя в нагнетательные скважины 3 и 3'' совместно с закачкой пара объемом 125 и 140 тонн, соответственно, в течении 7 суток. При этом за 10 суток до организации закачки растворителя останавливали закачку пара в соседние нагнетательные скважины 3', 3''' а также сокращали отбор в парных добывающих скважинах 2', 2''' в 2 и 2,7 раза, соответственно.

Через 10 суток после завершения закачки растворителя возобновили закачку пара в соседние нагнетательные скважины 3', 3''', и увеличили отбор из парной добывающей скважины 2', 2''' до прежнего уровня отбора – 120 т/сут. Через месяц эксплуатации дебит по нефти во всех добывающих скважинах 2-2'-2''2''' увеличился в среднем на 13%.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти с использованием парных горизонтальных скважин. Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин включает закачку пара в пласт через парные горизонтальные нагнетательные и добывающие скважины для прогрева пласта с созданием паровой камеры, перевод горизонтальных добывающих скважин в режим отбора продукции электроцентробежным насосом и дальнейшую закачку пара через горизонтальные нагнетательные скважины. Дополнительно в горизонтальные нагнетательные скважины инициируют закачку углеводородного растворителя совместно с паром, при температуре в паровой камере не менее температуры фазового перехода смеси пара и углеводородного растворителя с поддержкой температуры в паровой камере не ниже температуры фазового перехода смеси пар - углеводородный растворитель. Закачку производят поочередно в шахматном порядке - через одну скважину, с остановкой закачки пара в соседние горизонтальные нагнетательные скважины и сокращением отбора в парных горизонтальных добывающих скважинах не менее чем в 2 раза. Обеспечивается повышение эффективности разработки залежи высоковязкой нефти. 1 ил.

Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин, включающий закачку пара в пласт через парные горизонтальные нагнетательные и добывающие скважины для прогрева пласта с созданием паровой камеры, перевод горизонтальных добывающих скважин в режим отбора продукции электроцентробежным насосом, дальнейшую закачку пара через горизонтальные нагнетательные скважины, отличающийся тем, что дополнительно в горизонтальные нагнетательные скважины инициируют закачку углеводородного растворителя совместно с паром, при температуре в паровой камере не менее температуры фазового перехода смеси пара и углеводородного растворителя с поддержкой температуры в паровой камере не ниже температуры фазового перехода смеси пар - углеводородный растворитель, поочередно в шахматном порядке - через одну скважину, с остановкой закачки пара в соседние горизонтальные нагнетательные скважины и сокращением отбора в парных горизонтальных добывающих скважинах не менее чем в 2 раза.