Способ добычи высоковязкой нефти из скважин с наличием подошвенных вод Российский патент 2025 года по МПК E21B43/22 

Способ добычи высоковязкой нефти из скважин относится к области разработки нефтяных залежей высоковязкой нефти с наличием подошвенных вод и может быть использован в нефтедобывающей промышленности.

Добыча высоковязкой нефти с очень низкой текучестью сопряжена с использованием разнообразных технических приемов, снижающих вязкость нефти и увеличивающих за счет этого скорость перемещения обработанной нефти по каналам пласта к забойной зоне эксплуатационных скважин, и требует значительных дополнительных затрат по сравнению с добычей нефти с низкой вязкостью.

Известен способ повышения нефтеотдачи пластов, включающий введение диоксида углерода в жидком состоянии в подземный пласт, содержащий сырую нефть с низким содержанием примесей, при этом указанный диоксид углерода вводят в указанный пласт под давлением приблизительно до 0,7 фунтов на квадратный дюйм на фут глубины пласта и в объеме приблизительно от полутонны до приблизительно двадцати фунтов на квадратный дюйм тонн на фут глубины пласта, перекрывая указанный пласт на период от приблизительно половины до ста дней, чтобы позволить указанному диоксиду углерода абсорбироваться указанной остаточной сырой нефтью, и поддерживая обратное давление в диапазоне от атмосферного до приблизительно 300 фунтов на квадратный дюйм в указанном пласте при удалении остаточной нефти, то есть сырой нефти, содержащей поглощенный углекислый газ (патент US 4390068, Е21В 43/16, Е21В 43/18, Е21В 43/34, Е21В 43/40, заявл. 03.04.1981, опубл. 28.06.1983).

Известен способ добычи высоковязкой нефти из пластов с подошвенной водой, включающий циклическую работу скважины с использованием как нагнетательной скважины при закачке диоксида углерода и как добывающей для отбора нефти, отличающийся тем, что диоксид углерода закачивают при нагнетательном режиме скважины в забойную зону ниже водонефтяного контакта, увлажняют диоксид углерода при контакте с подошвенной водой, насыщают увлажненным диоксидом углерода вышележащий нефтяной пласт, затем отсекают подачу диоксида углерода, выдерживают пласт и переводят скважину в добывающий режим пластовой нефти, при этом направление движения пластовой нефти постоянно от пласта к забою скважины (патент RU 2808255, МПК Е21В 43/16, заявл. 14.04.2023, опубл. 28.11.2023).

Недостатками данных способов является то, что в процессе добычи флюида в призабойной зоне скважины снижается давление, а так как диоксид углерода и подошвенная вода имеют меньшую вязкость, чем нефть, то это способствует попаданию в добываемый флюид закаченного ранее диоксида углерода и/или подошвенной воды. В добываемом флюиде снижается доля нефти, а значит и падает эффективность работы скважины.

В ходе разработки заявляемого изобретения была поставлена задача повышения эффективности работы скважины в добывающем режиме при обработке пласта диоксидом углерода за счет исключения проскока диоксида углерода и/или подошвенной воды в призабойную зону скважины.

Решение поставленной задачи обеспечивается тем, что в способе добычи высоковязкой нефти из пластов с подошвенной водой, включающем циклическую работу скважины с использованием как для нагнетания при закачке диоксида углерода, так и для добычи нефти, с закачкой диоксида углерода под водонефтяной контакт при том, что под водонефтяным контактом производят перфорацию под изолирующий экран, после чего в зоне водонефтяного контакта создают изолирующий экран, препятствующий проникновению диоксида углерода и/или подошвенной воды в добывающую скважину, после формирования изолирующего экрана на этом интервале устанавливают пакер, после чего производят перфорацию пласта под изолирующим экраном для повторной многократной закачки диоксида углерода по мере его истощения при добыче нефти, после закачки диоксида углерода над пакером устанавливают глухую пробку в посадочное место разъединителя колонны, после чего насосно-компрессорные трубы отсоединяют в разъединителе колонны и поднимают до кровли продуктивного пласта, после чего производят перфорацию продуктивного пласта с последующей добычей нефти.

Установка изолирующего экрана позволит избежать образование конуса воды в забойной части скважины, приводящего к обводнению нефти в скважине.

Целесообразно, чтобы протяженность изолирующего экрана от оси скважины составляла 3-5 м.

Изолирующий экран позволит перекрыть зону пониженного давления вблизи перфорации эксплуатируемой скважины.

Для определения размеров изолирующего экрана использован закон Краснопольского, который позволяет рассчитать распределение давления в зоне дренирования нефти из пласта при установившемся режиме фильтрации по формуле (1):

где:

P_k - давление на контуре питания;

Р_с - давление на забое скважины;

r - текущий радиус;

r_c - радиус скважины;

r_k - радиус контура питания.

Результаты расчетов при давлении на контуре питания пласта 190 ат и давлении на забое скважины 85 ат приведены на фиг. 1.

Результаты расчетов показали, что давление на контуре питания вдали от скважины остается практически постоянным и начинает резко уменьшаться до 85 ат только на участке от 3 до 5 м от стенки скважины. Таким образом, изолирующий экран вокруг скважины, перекрывающий контакт продуктивного слоя пласта с подошвенной водой и диоксидом углерода на расстоянии 3-5 м, предотвратит возникновение водяного или газового конуса.

Заявляемое изобретение иллюстрируется фиг. 2-4, на которых схематично отображены основные этапы способа добычи высоковязкой нефти с использованием следующих обозначений:

1 - кровля продуктивного пласта;

2 - продуктивный пласт;

3 - подошвенная вода;

4 - насосно-компрессорные трубы;

5 - изолирующий экран;

6 - перфорация;

7 - пакер;

8 - диоксид углерода;

9 - разъединитель колон;

10 - глухая пробка.

Создание призабойной зоны скважины производится следующим образом.

Зумпф скважины создают на 8-10 м ниже водонефтяного контакта.

На фиг. 2 представлено осуществление перфорации в зоне водонефтяного контакта и закачки изолирующего экрана при реализации заявляемого способа. Под водонефтяным контактом производят перфорацию 6 под изолирующий экран 5. Экран создают путем закачки под водонефтяной контакт специального раствора, препятствующий проникновению через него диоксида углерода и/или пластовой воды. В качестве материала можно использовать любое вещество, отвечающее этим требованиям. Толщина создаваемого экрана не более 1 м. Радиус формируемого экрана - 3-5 м от оси скважины. После формирования экрана на этом интервале устанавливают пакер 7.

На фиг. 3 представлено осуществление перфорации под изолирующим экраном и закачки диоксида углерода при реализации заявляемого способа: производится перфорация 6 пласта под изолирующим экраном 5 для закачки под экран и далее под водонефтяной контакт диоксида углерода 8.

На фиг. 4 представлено осуществление перфорации продуктивного пласта и добычи флюида при реализации заявляемого способа. После закачки диоксида углерода 8 над пакером 7 устанавливают глухую пробку 10 в посадочное место разъединителя колонны 9. Насосно-компрессорные трубы 4 отсоединяются в разъединителе колонны 9 и поднимаются до кровли продуктивного пласта 1, производится перфорация 6 продуктивного пласта 2 с последующей добычей флюида.

В результате наличия изолирующего экрана 5 под водонефтяным контактом создается препятствие проникновению в призабойную зону скважины диоксида углерода 8 и/или подошвенных вод 3, что позволяет сохранять высокий процент доли нефти в добываемом флюиде.

Таким образом, заявляемое изобретение решает задачу повышения эффективности работы скважины в добывающем режиме при обработке пласта диоксидом углерода за счет исключения проскока диоксида углерода и/или подошвенной воды в призабойную зону скважины. Результатом технического решения является недопущение прорыва закаченного диоксида углерода и/или подошвенной воды в скважину в период работы в режиме добычи.

Изобретение относится к способу добычи высоковязкой нефти из пластов с подошвенной водой. Техническим результатом является недопущение прорыва закаченного диоксида углерода и/или подошвенной воды в скважину в период работы в режиме добычи. Способ включает циклическую работу скважины с использованием как для нагнетания при закачке диоксида углерода, так и для добычи нефти, с закачкой диоксида углерода под водонефтяной контакт. Под водонефтяным контактом производят перфорацию под изолирующий экран. После чего в зоне водонефтяного контакта создают изолирующий экран, препятствующий проникновению диоксида углерода и/или подошвенной воды в добывающую скважину. После формирования изолирующего экрана на этом интервале устанавливают пакер. После чего производят перфорацию пласта под изолирующим экраном для повторной многократной закачки диоксида углерода по мере его истощения при добыче нефти. После закачки диоксида углерода над пакером устанавливают глухую пробку в посадочное место разъединителя колонны. После чего насосно-компрессорные трубы отсоединяют в разъединителе колонны и поднимают до кровли продуктивного пласта, после чего производят перфорацию продуктивного пласта с последующей добычей нефти. 1 з.п. ф-лы, 4 ил.

1. Способ добычи высоковязкой нефти из пластов с подошвенной водой, включающий циклическую работу скважины с использованием как для нагнетания при закачке диоксида углерода, так и для добычи нефти, с закачкой диоксида углерода под водонефтяной контакт, отличающийся тем, что под водонефтяным контактом производят перфорацию под изолирующий экран, после чего в зоне водонефтяного контакта создают изолирующий экран, препятствующий проникновению диоксида углерода и/или подошвенной воды в добывающую скважину, после формирования изолирующего экрана на этом интервале устанавливают пакер, после чего производят перфорацию пласта под изолирующим экраном для повторной многократной закачки диоксида углерода по мере его истощения при добыче нефти, после закачки диоксида углерода над пакером устанавливают глухую пробку в посадочное место разъединителя колонны, после чего насосно-компрессорные трубы отсоединяют в разъединителе колонны и поднимают до кровли продуктивного пласта, после чего производят перфорацию продуктивного пласта с последующей добычей нефти.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что протяженность изолирующего экрана от оси скважины составляет 3-5 м.