Способ повышения интенсификации добычи высоковязкой нефти Российский патент 2024 года по МПК E21B43/24 

Предлагаемый способ относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области разработки маломощных продуктивных пластов толщиной менее 10 м с высоковязкой нефти при воздействии паром на пласт через нагнетательные скважины.

Известен способ разработки залежей сверхтяжелой нефти или природного битума (патент RU № 2754140, МПК E21B 43/24, опубл. 30.08.2021), предусматривающий бурение горизонтальной добывающей скважины, бурение горизонтальной нагнетательной скважины над горизонтальной добывающей скважиной параллельно ей в вертикальной плоскости, закачку пара в нагнетательную скважину и отбор жидкости из добывающей скважины. Добывающую скважину размещают вблизи подошвы пласта, нагнетательную скважину - вблизи кровли пласта, создают гидродинамическую связь между добывающей и нагнетательной скважинами посредством пароциклических обработок скважин, причем при проведении пароциклических обработок закачку и отбор в верхнюю скважину производят в противофазе с нижней скважиной, т.е. при закачке пара в верхнюю скважину производят отбор жидкости из нижней скважины, а при отборе жидкости из верхней скважины производят закачку пара в нижнюю скважину, прекращают пароциклические обработки скважин после установления гидродинамической связи между нагнетательной и добывающей скважинами и начинают непрерывно закачивать пар в верхнюю нагнетательную скважину и отбирать продукцию из нижней добывающей скважины до завершения периода выработки элемента вытеснения.

Недостатками известного способа являются:

- невысокая нефтеотдача месторождения, связанная с медленными процессами воздействия на пласт, т.к. на активацию текучести сложных структурных единиц высоковязкой нефти (фазового перехода) требуется высокие энергетические затраты, а при распространении пара по всей горизонтальной части ствола нагнетательной скважины происходит большая потеря тепла;

- ограниченные функциональные возможности, связанные с невозможностью разработки маломощных продуктивных пластов толщиной менее 10 м в связи с применением горизонтальных скважин.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума (патент RU № 2555713, МПК E21B 43/24, 43/22, опубл. 10.07.2015 в бюл. №19), включающий строительство верхней нагнетательной скважины и нижней добывающей скважины с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, которые оборудуют фильтрами, причем в нагнетательную скважину спускают колонны труб по типу «труба в трубе» с изолированными друг от друга внутренними пространствами с помощью пакеров, а выходные отверстия колонн труб размещены в фильтре и разнесены по длине горизонтального участка, разбивая его на зоны прогрева, закачку теплоносителя через горизонтальную нагнетательную скважину с прогревом пласта, созданием паровой камеры и отбором продукции через горизонтальную добывающую скважину, при котором снимают термограммы паровой камеры, анализируют состояние ее прогрева на равномерность прогрева и наличие температурных пиков и с учетом полученных термограмм осуществляют равномерный прогрев паровой камеры, изменяя зоны прогрева подачей необходимого количества теплоносителя в соответствующую колонну труб для исключения прорыва теплоносителя в добывающую скважину через более прогретую зону.

При строительстве нагнетательной скважины с горизонтальным участком для более равномерного прогрева пласта фильтры и колонны труб выполняют с увеличением суммарной площади сечения отверстий от начала горизонтального участка в пласте к забою, а при эксплуатации после увеличения вязкости отбираемой продукции в 3-5 раз прекращают закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и закачивают газообразный углеводородный растворитель через соответствующую колонну труб в зону прогрева с наименьшей температурой до снижения температуры отбираемой продукции на 10-25%, после чего циклы закачки пара в соответствующие зоны прогрева и газообразного углеводородного растворителя с отбором продукции повторяют.

Недостатком известного способа является ограниченные функциональные возможности, связанные с невозможностью разработки маломощных продуктивных пластов толщиной менее 10 м в связи с применением горизонтальных скважин.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума методом закачки пара в пласт (патент RU № 2496979, МПК E21B 43/24, опубл. 27.10.2013 в бюл. №30), включающий строительство горизонтальной основной добывающей скважины и расположенной выше горизонтальной нагнетательной скважины, закачку пара в горизонтальные скважины, а после создания проницаемой зоны между скважинами производят закачку пара в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины. Строят дополнительные горизонтальные добывающие скважины, расположенные последовательно и параллельно с основной, причем горизонтальные добывающие скважины располагают выше водонефтяного контакта - ВНК, но ниже нагнетательной скважины на 5-8 м, при этом расстояние между забоем одной горизонтальной добывающей скважины и входом в кровлю другой в горизонтальной проекции должно быть не менее 5 м, закачку пара в добывающие скважины перед началом отбора осуществляют в объеме 2-10 т/м суммарной длины горизонтальных участков, после чего из добывающих скважин производят регулируемый отбор продукции так, чтобы забойное давление в каждой добывающей скважине было не менее пластового давления подошвенных вод.

Недостатками известного способа являются:

- невысокая нефтеотдача месторождения, связанная с медленными процессами воздействия на пласт, т.к. на активацию текучести сложных структурных единиц высоковязкой нефти (фазового перехода) требуется высокие энергетические затраты, а при распространении пара по всей горизонтальной части ствола нагнетательной скважины происходит большая потеря тепла;

- ограниченные функциональные возможности, связанные с невозможностью разработки маломощных продуктивных пластов толщиной менее 10 м в связи с применением горизонтальных скважин.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи (патент RU № 2260686, МПК E21B 43/20, опубл. 20.09.2005 в бюл. №26), включающий бурение вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, выполнение боковых горизонтальных стволов в нагнетательных скважинах, закачку рабочего агента через боковые горизонтальные стволы нагнетательных скважин. Дополнительно боковые горизонтальные стволы выполняют в добывающих скважинах, отбирают нефть через боковые горизонтальные стволы добывающих скважин, при этом при давлении в скважине, сниженном на 5-10% от гидростатического, все боковые горизонтальные стволы выполняют размыванием горной породы под давлением флюида порядка 15-20 МПа, а направление всех боковых горизонтальных стволов устанавливают параллельно рядам размещения скважин.

Недостатками известного способа являются:

- невысокая нефтеотдача месторождения, связанная с медленными процессами воздействия на пласт, т.к. на активацию текучести сложных структурных единиц высоковязкой нефти (фазового перехода) требуется высокие энергетические затраты, а при распространении пара по всей горизонтальной части ствола нагнетательной скважины происходит большая потеря тепла;

- ограниченные функциональные возможности, связанные с невозможностью разработки маломощных продуктивных пластов толщиной менее 10 м в связи с применением горизонтальных скважин, а также боковые горизонтальные стволы имеют большую протяженность и наклон (не поместятся в пласте). В таком случае во время бурения стволы выйдут за пределы продуктивного пласта, т.к. горизонтальные боковые стволы имеют большую протяженность по сравнению с забуриваемыми каналами, и основная часть боковых стволов будет находиться вне зоны пласта. Это приведет к нецелесообразности эксплуатации скважин, снижению выработки пласта.

Техническим результатом способа повышения интенсификации добычи высоковязкой нефти является расширение функциональных возможностей за счет вовлечения в разработку маломощных продуктивных пластов толщиной менее 10 м включительно, повышение эффективности нефтеизвлечения за счет более равномерного прогрева продуктивного пласта с минимальными теплопотерями, увеличения коэффициента вытеснения нефти и охвата пласта воздействием.

Технический результат достигается способом повышения интенсификации добычи высоковязкой нефти, включающим бурение добывающей скважины и нагнетательных скважин, выполнение боковых стволов в нагнетательных скважинах, отбор продукции через добывающую скважину, закачку пара в нагнетательные скважины.

Новым является то, что предварительно определяют толщину продуктивного пласта, данные по распределению высокопроницаемых каналов продуктивного пласта, в нижней части продуктивного пласта, имеющего толщину менее 10 м включительно, выполняют бурение горизонтальной добывающей скважины, в верхней части продуктивного пласта на каждые 150 м горизонтального ствола добывающей скважины выполняют бурение одной вертикальной нагнетательной скважины с боковыми стволами, при этом забуривание боковых стволов выполняют по направлению наиболее высокопроницаемых каналов продуктивного пласта, при этом длина каждого бокового ствола составляет 100 м, расстояние между конечными участками боковых стволов ближайших нагнетательных скважин составляет не менее 30 м, при толщине продуктивного пласта до 5 м включительно количество боковых горизонтальных стволов в одной нагнетательной скважине равно двум, при толщине продуктивного пласта от 5 до 7 м включительно - трем, при толщине продуктивного пласта от 7 до 10 м включительно - четырем, в вертикальные нагнетательные скважины устанавливают оборудование, позволяющее осуществлять закачку пара, осуществляют одновременную закачку пара в нагнетательные скважины в течение трех месяцев объемом 25 т/сут и температурой 195°С, далее останавливают закачку пара в нагнетательные скважины в течение одного месяца, отбор продукции через горизонтальную добывающую скважину осуществляют с контролем обводненности, при увеличении обводненности продукции от 5 до 15 % снижают закачку пара на 3 т/сут на каждые 5 % увеличения обводненности, при увеличении обводненности продукции от 15% и более отключают одну нагнетательную скважину, при этом продолжают отбор продукции с контролем обводненности, при отсутствии снижения обводненности на 15% за месяц включают отключенную нагнетательную скважину, а другую нагнетательную - отключают.

Сущность способа состоит в следующем.

Предварительно определяют толщину продуктивного пласта, данные по распределению высокопроницаемых каналов продуктивного пласта. По результатам геофизических исследований, выполненных в процессе бурения и гидродинамическому моделированию.

В нижней части продуктивного пласта, имеющего толщину менее 10 м включительно, выполняют бурение горизонтальной добывающей скважины.

В верхней части продуктивного пласта на каждые 150 м горизонтального ствола добывающей скважины выполняют бурение одной вертикальной нагнетательной скважины с боковыми стволами. При этом забуривание боковых стволов выполняют по направлению наиболее высокопроницаемых каналов продуктивного пласта. Такое расположение скважин обеспечивает равномерное распределение пара с минимальными теплопотерями, дренирует пласт по всему разрезу, как следствие ускорение процессов воздействия на пласт и активация текучести сложных структурных единиц высоковязкой нефти (фазовый переход), а также возможность увеличения объема закачки пара, которая приводит к увеличению коэффициента вытеснения нефти.

При этом длина каждого бокового ствола составляет 100 м, расстояние между конечными участками боковых стволов ближайших нагнетательных скважин составляет не менее 30 м, что обеспечивает равномерное распределение пара в пласте, исключение пересечения боковых каналов (исключение аварий и нарушении конструкций), увеличению коэффициента вытеснения нефти, увеличению охвата пласта воздействием.

При толщине продуктивного пласта до 5 м включительно количество боковых горизонтальных стволов в одной нагнетательной скважине равно двум, при толщине продуктивного пласта от 5 до 7 м включительно - трем, при толщине продуктивного пласта от 7 до 10 м включительно - четырем. Количество боковых горизонтальных стволов зависит от коллекторской характеристики и насыщающих пласт флюидов, чем меньше толщина пласта, то площадь выработки небольшая, и бурить дополнительно нагнетательные скважины экономически нецелесообразно.

В вертикальных нагнетательных скважинах устанавливают оборудование, позволяющее осуществлять закачку пара. Например, комплекс оборудования, состоящий из специальной арматуры устья скважин, головки колонной сальниковой, лубрикатора для спуска приборов, термостойких пакеров, внутрискважинных компенсаторов удлинения колонны насосно-компрессорных труб - НКТ.

Осуществляют одновременную закачку пара в нагнетательные скважины в течение трех месяцев объемом 25 т/сут и температурой 195°С, далее останавливают закачку пара в нагнетательные скважины в течение одного месяца. Данные темп закачки и температура пара позволяют увеличить время остывания пласта, что способствует повышению выработки запасов. При нагреве пласта происходят дистилляция нефти, снижение вязкости и объемное расширение всех пластовых агентов, изменение фазовых проницаемостей, смачиваемости пласта и подвижностей нефти и воды и др.

Отбор продукции через горизонтальную добывающую скважину осуществляют с контролем обводненности.

При увеличении обводненности продукции от 5 до 15 % снижают закачку пара на 3 т/сут на каждые 5 % увеличения обводненности.

При изменении обводненности продукции от 15% и более отключают одну нагнетательную скважину, тем самым изменяют зоны прогрева продуктивного пласта. Выбор нагнетательной скважины для отключения осуществляют исключением любой нагнетательной скважины. при этом продолжают отбор продукции с контролем обводненности, при отсутствии снижения обводненности на 15% за месяц включают отключенную нагнетательную скважину, а другую нагнетательную - отключают. При отсутствии изменений по обводненности после по переменного отключения нагнетательных скважин из всего фонда эксплуатируют до полной выработки продуктивного пласта и далее выводят в нерентабельный фонд скважин.

Примеры осуществления способа.

Предварительно определили толщину продуктивного пласта 9 м, данные по распределению высокопроницаемых каналов продуктивного пласта (направление забуривания горизонтальной части добывающей скважины).

В нижней части продуктивного пласта выполнили бурение горизонтальной добывающей скважины.

В верхней части продуктивного пласта на каждые 150 м горизонтального ствола добывающей скважины выполнили бурение одной вертикальной нагнетательной скважины с боковыми стволами (3 скважины). При этом забуривание боковых стволов выполнили по направлению наиболее высокопроницаемых каналов продуктивного пласта.

При этом длина каждого бокового ствола составила 100 м, расстояние между конечными участками боковых стволов ближайших нагнетательных скважин составила 32 м.

Количество боковых горизонтальных стволов в одной нагнетательной скважине 4 шт.

В вертикальных нагнетательных скважинах установили оборудование, позволяющее осуществлять закачку пара. Комплекс оборудования, состоящий из специальной арматуры устья скважин, головки колонной сальниковой, лубрикатора для спуска приборов, термостойких пакеров, внутрискважинных компенсаторов удлинения колонны насосно-компрессорных труб - НКТ.

Осуществили одновременную закачку пара в нагнетательные скважины в течение трех месяцев объемом 25 т/сут и температурой 195°С, далее остановили закачку пара в нагнетательные скважины в течение одного месяца.

Отбор продукции через горизонтальную добывающую скважину осуществляют с контролем обводненности.

Изменилась обводненность продукции на 19%. Отключили нагнетательную скважину, расположенную в зоне «носка» горизонтальной добывающей скважины.

Произвели исследования по определению дебита продукции. Результаты исследований показали, что дебит продукции горизонтальной добывающей скважины составил 11 т/сут, прирост дебита продукции горизонтальной добывающей скважины - 2,1 т/сут (пример 1, табл.1).

Остальные примеры осуществления способа выполняют аналогично, их условия проведения и результаты приведены в табл. (примеры 2-8).

Таблица - Условия и результаты осуществления способа повышения интенсификации добычи высоковязкой нефти

№ примера Средний дебит по нефти до проведения способа, т/сут Толщина продуктивного пласта, м Количество вертикальных нагнетательных скважин, шт Расстояние между боковыми стволами, м Количество боковых стволов, шт Изменение обводненности во время проведения способа, % Измененный объем пара, т/сут. Количество отключенных нагнетательных скважин, шт Средний дебит по нефти после проведения способа, т/сут Прирост дебита, т/сут 1 8,9 9 3 32 4 19 - 1 11 2,1 2 5,7 6 2 41 3 3 - - 7,6 1,9 3 6,2 8 3 36 4 11 19 - 7,8 1,6 4 5,9 10 4 43 4 16 - 1 7,3 1,4 5 6,3 5 2 30 2 4 - - 7,2 0,9 6 7,9 7 2 49 3 19 - 1 9,8 1,9 7 6,7 9 3 37 4 11 19 - 8,9 2,2 8 5,3 8 2 51 4 7 22 - 6,7 1,4

Таким образом, предлагаемый способ повышает интенсификацию добычи высоковязкой нефти, расширяет функциональные возможности за счет вовлечения в разработку маломощных продуктивных пластов толщиной менее 10 м включительно, повышает эффективность нефтеизвлечения за счет более равномерного прогрева продуктивного пласта с минимальными теплопотерями, увеличивает коэффициент вытеснения нефти, охват пласта воздействием.

Предлагаемый способ относится к нефтедобывающей промышленности. Способ повышения интенсификации добычи высоковязкой нефти включает бурение добывающей скважины и нагнетательных скважин, выполнение боковых стволов в нагнетательных скважинах, отбор продукции через добывающую скважину и закачку пара в нагнетательные скважины. В нижней части продуктивного пласта, имеющего толщину менее 10 м включительно, выполняют бурение горизонтальной добывающей скважины, в верхней части продуктивного пласта на каждые 150 м горизонтального ствола добывающей скважины выполняют бурение одной вертикальной нагнетательной скважины с боковыми стволами. При этом забуривание боковых стволов выполняют по направлению наиболее высокопроницаемых каналов продуктивного пласта. При толщине продуктивного пласта до 5 м включительно количество боковых горизонтальных стволов в одной нагнетательной скважине равно двум, при толщине продуктивного пласта от 5 до 7 м включительно – трем, при толщине продуктивного пласта от 7 до 10 м включительно – четырем. Осуществляют одновременную закачку пара в нагнетательные скважины в течение трех месяцев объемом 25 т/сут и температурой 195°С, далее останавливают закачку пара в нагнетательные скважины в течение одного месяца. Отбор продукции через горизонтальную добывающую скважину осуществляют с контролем обводненности. Обеспечивается расширение функциональных возможностей, повышение эффективности нефтеизвлечения. 1 табл.

Способ повышения интенсификации добычи высоковязкой нефти, включающий бурение добывающей скважины и нагнетательных скважин, выполнение боковых стволов в нагнетательных скважинах, отбор продукции через добывающую скважину, закачку пара в нагнетательные скважины, отличающийся тем, что предварительно определяют толщину продуктивного пласта, данные по распределению высокопроницаемых каналов продуктивного пласта, в нижней части продуктивного пласта, имеющего толщину менее 10 м включительно, выполняют бурение горизонтальной добывающей скважины, в верхней части продуктивного пласта на каждые 150 м горизонтального ствола добывающей скважины выполняют бурение одной вертикальной нагнетательной скважины с боковыми стволами, при этом забуривание боковых стволов выполняют по направлению наиболее высокопроницаемых каналов продуктивного пласта, при этом длина каждого бокового ствола составляет 100 м, расстояние между конечными участками боковых стволов ближайших нагнетательных скважин составляет не менее 30 м, при толщине продуктивного пласта до 5 м включительно количество боковых горизонтальных стволов в одной нагнетательной скважине равно двум, при толщине продуктивного пласта от 5 до 7 м включительно – трем, при толщине продуктивного пласта от 7 до 10 м включительно – четырем, в вертикальные нагнетательные скважины устанавливают оборудование, позволяющее осуществлять закачку пара, осуществляют одновременную закачку пара в нагнетательные скважины в течение трех месяцев объемом 25 т/сут и температурой 195°С, далее останавливают закачку пара в нагнетательные скважины в течение одного месяца, отбор продукции через горизонтальную добывающую скважину осуществляют с контролем обводненности, при увеличении обводненности продукции от 5 до 15% снижают закачку пара на 3 т/сут на каждые 5% увеличения обводненности, при увеличении обводненности продукции от 15% и более отключают одну нагнетательную скважину, при этом продолжают отбор продукции с контролем обводненности, при отсутствии снижения обводненности на 15% за месяц включают отключенную нагнетательную скважину, а другую нагнетательную - отключают.