Способ разработки залежи высоковязкой нефти

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам разработки месторождений высоковязких нефтей. Вскрывают залежь сеткой добывающих скважин и осуществляют циклическое воздействие в два этапа. На первом этапе закачку теплоносителя ведут в добывающие, расположенные через одну в сетке добывающих скважин. Из остальных скважин осуществляют отбор нефти. На втором этапе из скважин, в которые закачивали теплоноситель, осуществляют отбор нефти, а в скважины, из которых отбирали нефти, ведут закачку теплоносителя. Циклы повторяют пять - восемь раз. Переходят на режим закачки холодной воды в сформированные площадные или рядные системы скважин. Общее количество теплоносителя, вводимого в каждую скважину, и количество теплоносителя, закачиваемое в каждом цикле теплового воздействия, определяют по специальным формулам. 1 табл., 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам разработки месторождений высоковязких нефтей с применением теплоносителей.

Сущность технологии разработки залежей вязких и высоковязких нефтей с применением теплоносителей заключается в следующем.

Нефтяную залежь вскрывают сеткой нагнетательных (НС) и добывающих (ДС) скважин с формированием рядных или площадных систем (элементов) теплового воздействия.

В нагнетательные скважины закачивают расчетный объем теплоносителя, который составляет 0,6 - 1,2 (в зависимости от теплосодержания теплоносителя) порового объема элемента теплового воздействия. Такой объем теплоносителя создает, так называемую, тепловую оторочку, которую затем проталкивают холодной (ненагретой) водой к добывающим скважинам, извлекая из них продукцию.

Наиболее значимыми технологическими характеристиками разработки нефтяных месторождений с применением тепловых и других методов воздействия на нефтяные пласты являются: - достигаемые величины коэффициента охвата продуктивного объекта тепловым (или другим) воздействием; - объемы нагнетаемых агентов (теплоносителя и вытесняющей воды) в сочетании с объемами добываемой нефти; - время, необходимое на разработку залежи; - достигаемая экономическая выгода от разработки нефтяной залежи с применением способов воздействия на пласт.

Улучшение отмеченных технологических характеристик является целью большого числа технических решений, посвященных технологиям разработки залежей высоковязких нефтей.

Достигнутые усовершенствования технологии разработки залежей высоковязких нефтей сводились к следующему.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти, при котором закачка теплоносителя через нагнетательные скважины ведется циклически, а между циклами теплоносителя закачивается ненагретая вода. Отбор нефти производят через добывающие скважины [1].

Известный способ дорог, для своего осуществления требует применения нагнетательных скважин сложной конструкции.

Наиболее близким к изобретению является способ разработки залежи высоковязкой нефти, включающий вскрытие залежи сеткой нагнетательных и добывающих скважин, закачку в пласт расчетного количества теплоносителя через нагнетательные скважины, последующую закачку ненагретой воды, отбор продукции из добывающих скважин, периодическую (циклическую) закачку расчетных объемов теплоносителя в добывающие скважины и отбор продукции между циклами закачки [2].

Существенным недостатком известных способов является необходимость расходования больших капиталовложений на строительство нагнетательных скважин специальной конструкции с использованием термостойких легирующих металлов обсадных труб и термостойких цементных смесей сложной рецептуры для крепления обсадных труб.

Целью изобретения является создание технологии разработки залежей высоковязких нефтей, которая позволила бы вести высокоэффективную разработку без нагнетательных скважин специальной конструкции.

Цель достигается тем, что в способе извлечения вязкой нефти из залежи, вскрытой любой сеткой (треугольной, квадратной, рядной или очаговой и др.) добывающих скважин, включающей циклическую закачку расчетного количества теплоносителя в добывающие скважины с использованием термоизолированного мобильного внутрискважинного оборудования (насосно-компрессорные трубы, пакер и термокомпенсатор) и отбор продукции между циклами, согласно изобретению расчетное количество нагнетаемого теплоносителя распределяют между добывающими скважинами, расположенными через одну в применяемой сетке (чертеж), общее количество вводимого теплоносителя в каждую скважину определяют по формуле где Q^т - потребное общее количество теплоносителя для одной добывающей скважины, м³; 2δ - расстояние между скважинами в применяемой сетке, м; h_эф - эффективная нефтенасыщенная толщина объекта вокруг скважины в зоне радиусом: ,
m - эффективная пористость коллектора,
в каждом цикле теплового воздействия закачиваются равные количества теплоносителя, определяется это количество как отношение
,
где Q^т - потребное общее количество теплоносителя в данную скважину, м³;
n - количество циклов теплового воздействия, принимаемых на полный период эксплуатации данной скважины.

На втором этапе добывающие скважины, в которые закачивался теплоноситель, переводят на отбор продукции, добывающие скважины, из которых вели отбор продукции, переводят через одну на закачку теплоносителя, а количество теплоносителя определяют по приведенным выше формулам.

Циклы теплового воздействия в каждую скважину повторяются 5 - 8 раз.

Заявляемый способ представляет собой совокупность следующих существенных признаков.

1. Залежь вязкой нефти вскрывают сеткой только добывающих скважин по схемам треугольной, квадратной, рядной или очаговой.

2. Рассчитывают общее потребное количество теплоносителя для каждой добывающей скважины по формуле

где Q^т - потребное общее количество теплоносителя для одной добывающей скважины, м³;
2δ - расстояние между скважинами в применяемой сетке, м;
h_эф - эффективная нефтенасыщенная толщина зоны радиуса , вскрытая данной скважиной;
m - эффективная пористость коллектора.

3. Рассчитывают для каждой скважины потребное количество теплоносителя в одном цикле по формуле

где Q^т - потребное общее количество теплоносителя в данную скважину, м³;
n - количество циклов теплового воздействия, принимаемых на полный период эксплуатации данной скважины.

4. Выбирают первую группу добывающих скважин через одну для закачки теплоносителя. Количество добывающих скважин первой группы устанавливается в соответствии с располагаемыми мощностями теплогенерирующих средств.

5. Скважины первой группы останавливают и оборудуют внутрискважинным теплоизолированным оборудованием.

6. Скважины первой группы ведут закачку расчетного количества теплоносителя ( Q^т_ц ) в течение времени
,
где Q^т_ц - количество теплоносителя, нагнетаемого в одну скважину в одном цикле, м³;
q_нач - приемистость скважины при нагнетании теплоносителя, г/сут/;
7. Добывающие скважины, не вошедшие в первую группу, эксплуатируются в режиме отбора продукции.

8. После закачки расчетного количества теплоносителя в скважины первой группы последние переводятся на отбор продукции.

9. Выбирают вторую группу добывающих скважин через одну и выполняют виды работ, описанные в пп. 4 - 6.

10. После охвата всего фонда добывающих скважин первым циклом закачки теплоносителя переходят к второму циклу.

11. Циклы теплового воздействия повторяются 5 - 8 раз.

12. После закачки суммарного расчетного количества теплоносителя во все добывающие скважины на завершающей стадии разработки залежи формируют систему холодного заводнения для использования введенного тепла в пласт и достижения полного вытеснения нефти агентом.

По сравнению с прототипом новыми являются признаки 1 - 12. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует критерию изобретения "Новизна".

Признаки 1, 2, 3, 6, 11 и 12 не выявлены в известных в данной области технических решениях. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует критерию изобретения "Существенные отличия".

Способ осуществляется следующим образом.

Залежь вязкой нефти вскрывают сеткой только добывающих скважин по схемам треугольной, квадратной, рядной или очаговой. Рассчитывают суммарное потребное количество теплоносителя для каждой добывающей скважины по формуле
,
где Q^т - потребное суммарное количество теплоносителя для одной добывающей скважины, м³;
2δ - расстояние между скважинами в применяемой сетке, м;
h_эф - эффективная нефтенасыщенная толщина вскрытого объекта в зоне вокруг данной скважины в радиусе

m - эффективная пористость коллектора.

Рассчитывают для каждой добывающей скважины потребное количество теплоносителя в одном цикле по формуле
,
где Q^т - потребное общее количество теплоносителя в данную скважину, м³;
n - количество циклов теплового воздействия, принимаемых на полный период эксплуатации данной скважины.

Выбирают первую группу добывающих скважин через одну для закачки теплоносителя. Количество добывающих скважин первой группы устанавливается в соответствии с располагаемыми мощностями теплогенерирующих средств и средним темпом закачки теплоносителя в одну скважину. То есть количество скважин в группе будет определяться как отношение
,
где Q_УПГ - производительность установленных УПГ, м³;
q_наг - средняя приемистость одной скважины, м³/сут.

Скважины первой группы останавливают и оборудуют внутрискважинным теплоизолированным оборудованием (устьевой арматурой, НКТ, пакером и термокомпенсатором).

После завершения оборудования скважин первой группы начинается закачки в них расчетного количества теплоносителя в цикле. Продолжительность закачки теплоносителя в каждую скважину в цикле определяется по формуле
,
где Q^т_ц - количество теплоносителя, нагнетаемого в одну скважину в одном цикле;
q_наг - приемистость скважины при нагнетании теплоносителя, м³/сут.

Добывающие скважины, не вошедшие в первую группу, эксплуатируются в режиме отбора продукции.

После закачки расчетного количества теплоносителя в скважины первой группы последние переводятся на отбор продукции.

Выбирают вторую группу добывающих скважин через одну в соответствии с п. 4 и выполняют виды работ по их оборудованию, описанные выше.

После охвата всего фонда добывающих скважин первым циклом закачки теплоносителя переходят к второму циклу.

Циклы теплового воздействия повторяются 5 - 8 раз.

После закачки суммарного расчетного количества теплоносителя во все добывающие скважины на завершающей стадии разработки залежи формируют систему холодного заводнения для использования введенного тепла в пласт и достижения полного вытеснения нефти агентом.

Изобретение, как следует из физической сущности протекающих процессов разработки залежей, позволяет получить высокий коэффициент охвата коллекторов вытеснением, из-за многократной смены фильтрационных токов, и высокие темпы добычи нефти прогрессивным технологиям (в том числе и прототипу) и, кроме того, позволяет существенно сократить потребные капиталовложения на разбуривание залежей вязких нефтей, осуществляя их разработку только фондом добывающих скважин (без нагнетательных скважин специальной конструкции).

Пример конкретного осуществления (см. чертеж).

Предложенный способ планируется испытать и далее промышленно внедрить на залежи вязкой нефти пласта A₄ башкирского яруса Гремихинского месторождения в Удмуртии (оператор АО "Удмуртнефть").

Залежь завершена разбуриванием по треугольной равномерной сетке с расстояниями между скважинами 173х173 м. Пробурены 627 добывающих скважин и 244 паронагнетательных специальной конструкции. Глубина залегания пласта 1200 м, средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, вскрытая скважинами 17,0 м и пористость коллектора 0,180.

Залежь разрабатывается с нагнетанием теплоносителя в пласт. По состоянию на середину текущего 1995 года под нагнетанием теплоносителя находятся 80 скважин. Остальные паронагнетательные скважины эксплуатируются в режиме отбора продукции.

На залежи установлены шесть парогенераторов типа УПГ-60/160 и два фирмы Даниэл с общей производительностью теплоносителя 8000 т/сут. Такие мощности могут обеспечить одновременную закачку теплоносителя в 40 добывающих скважинах при средней приемистости одной скважины до 200 т/сут. (действующие 80 нагнетательных скважин работают в режимах ИДТВ и ИДТВ(П), при которых ведется циклическая закачка теплоносителя и холодной воды).

Основные технологические приемы применения рекомендуемого способа и их результаты приведены в таблице.

Предпосылки примера:
- в примере осуществляется сравнение показателей разработки залежи пласта A₄ при существующей сетке нагнетательных и добывающих скважин и заявляемого способа - разработки залежи без нагнетательных скважин, используемых в фонде добывающих скважин;
- расчеты ведутся для условий реально установленной мощности теплогенерирующих средств;
- принимаются фактические дебиты добывающих скважин по нефти при испытании технологии теплоциклического воздействия на пласт (ТЦВП) при схеме обращенного 7-точечного элемента - прототип и заявляемого способа - ТЦВП без нагнетательных скважин.

Применение заявленного способа на Гремихинском месторождении в сравнении с существующей системой позволяет сократить потребные капвложения на строительство скважин на 20,6; повысить темпы добычи нефти на 24,8%; сократить продолжительность разработки залежи на 24,8%.

Формула изобретения

Способ разработки залежи высоковязкой нефти, включающий вскрытие залежи сеткой добывающих скважин и осуществление циклической закачки теплоносителя в добывающие скважины и отбора нефти из добывающих скважин, отличающийся тем, что циклическое воздействие осуществляют в два этапа, на первом этапе закачку теплоносителя ведут в добывающие скважины, расположенные через одну в сетке добывающих скважин, из остальных скважин осуществляют отбор нефти, на втором этапе из скважин, в которые закачивали теплоноситель, осуществляют отбор нефти, а в скважины, из которых отбирали нефть, ведут закачку теплоносителя, циклы повторяют пять-восемь раз до завершения подачи в пласт расчетного количества теплоносителя, после чего переходят на режим закачки холодной воды в сформированные площадные или рядные системы скважин для продвижения теплового фронта к добывающим скважинам, при этом общее количество теплоносителя, вводимого в каждую скважину определяют по формуле

где Q^Т потребное общее количество теплоносителя для одной добывающей скважины, м³;
2δ - расстояние между скважинами в применяемой сетке, м;
h_эф эффективная нефтенасыщенная толщина объекта вокруг скважины в зоне с радиусом

m эффективная пористость коллектора,
а количество теплоносителя, закачиваемое в каждом цикле теплового воздействия, определяется по формуле

где Q^т_ц - количество теплоносителя, закачиваемое в каждом цикле теплового воздействия, м³;
Q^Т потребное общее количество теплоносителя в данную скважину, м³;
n количество циклов теплового воздействия, принимаемых на полный период эксплуатации данной скважины.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2