способ разработки залежи высоковязкой нефти

Формула изобретения

Способ разработки залежи высоковязкой нефти, включающий закачку через нагнетательные скважины нагретого растворителя и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что в нагнетательной скважине цементируют зумпф до подошвы продуктивного пласта, обсаживают до кровли продуктивного пласта и цементируют обсаженную часть скважины, оставляя интервал продуктивного пласта открытым, скважину оборудуют колонной насосно-компрессорных труб с опорой на зацементированный зумпф, снизу колонну насосно-компрессорных труб снабжают плоской заглушкой, нижнюю часть колонны насосно-компрессорных труб до половины интервала продуктивного пласта перфорируют, над перфорацией на колонне насосно-компрессорных труб размещают пакер, при неустановленном пакере прокачивают по колонне насосно-компрессорных труб нагретый растворитель, по межтрубному пространству скважины отбирают растворитель с частью высоковязкой нефти, устанавливают пакер, продолжают прокачку нагретого растворителя по колонне насосно-компрессорных труб и отбор растворителя и высоковязкой нефти по межтрубному пространству, останавливают прокачку растворителя, на дневной поверхности проводят регенерацию растворителя с отделением высоковязкой нефти, отбирают растворитель и высоковязкую нефть по колонне насосно-компрессорных труб штанговым насосом с созданием дилатационной нагрузки на зацементированный зумпф, описанные операции воспроизводят на соседней скважине, имеющей гидродинамическую связь с данной скважиной, при этом при отборе штанговым насосом на одной скважине ведут прокачку нагретого растворителя на другой скважине и наоборот, а после установления гидродинамического взаимодействия между скважинами через одну скважину закачивают нагретый растворитель, а через другую штанговым насосом отбирают нефть, при этом периодически вместе с растворителем закачивают потокоотклоняющие агенты, аналогично проводят работы на прочих скважинах до выработки запасов залежи.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой нефти.

Известен способ разработки залежей тяжелых нефтей и природных битумов, заключающийся в последовательной закачке в пласт растворителя и теплоносителя, в качестве которого используется пар с добавкой щелочных поверхностно-активных веществ с массовой долей 0,1-2,0%. В качестве растворителя применяют жидкие продукты пиролиза фракция 35-270°С(Е-3) в количестве 5-20% объема пор обрабатываемой зоны пласта (Патент РФ №2151862, опублик. 2000.06.27).

Известный способ не позволяет разрабатывать залежь с достижением высокой нефтеотдачи.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ добычи полезных ископаемых, согласно которому пласт вскрывают, по крайней мере, одной нагнетательной и одной добывающей скважинами. Их обрабатывают высокочастотным электромагнитным полем (ВЭП). Одновременно с обработкой нагнетательной скважины ВЭП осуществляют закачку растворителя или смесей растворителей в пласт. Обработку ВЭП нагнетательной скважины ведут с обеспечением определенной температуры на забое в диапазоне: Тп<Т<Т, где Тп - температура подвижности пластового флюида, Тк -температура кипения растворителя. При этом закачку растворителя осуществляют в объеме, достаточном для достижения добывающей скважины. Температуру на забое нагнетательной скважины регулируют. Обработку этой скважины после снижения температуры на забое не ниже пластовой ведут циклически. Закачку растворителя осуществляют с расходом, который определяют по зависимости (Патент РФ №2139415, опублик. 1999.10.10 - прототип).

Известный способ не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с достижением высокой нефтеотдачи.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки залежи высоковязкой нефти, включающем закачку через нагнетательные скважины нагретого растворителя и отбор нефти через добывающие скважины, согласно изобретению в нагнетательной скважине цементируют зумпф до подошвы продуктивного пласта, обсаживают до кровли продуктивного пласта и цементируют обсаженную часть скважины, оставляя интервал продуктивного пласта открытым, скважину оборудуют колонной насосно-компрессорных труб с опорой на зацементированный зумпф, снизу колонну насосно-компрессорных труб снабжают плоской заглушкой, нижнюю часть колонны насосно-компрессорных труб до половины интервала продуктивного пласта перфорируют, над перфорацией на колонне насосно-компрессорных труб размещают пакер, при неустановленном пакере прокачивают по колонне насосно-компрессорных труб нагретый растворитель, по межтрубному пространству скважины отбирают растворитель с частью высоковязкой нефти, устанавливают пакер, продолжают прокачку нагретого растворителя по колонне насосно-компрессорных труб и отбор растворителя и высоковязкой нефти по межтрубному пространству, останавливают прокачку растворителя, на дневной поверхности проводят регенерацию растворителя с отделением высоковязкой нефти, отбирают растворитель и высоковязкую нефть по колонне насосно-компрессорных труб штанговым насосом с созданием дилатационной нагрузки на зацементированный зумпф, описанные операции воспроизводят на соседней скважине, имеющей гидродинамическую связь с данной скважиной, при этом при отборе штанговым насосом на одной скважине ведут прокачку нагретого растворителя на другой скважине и наоборот, а после установления гидродинамического взаимодействия между скважинами через одну скважину закачивают нагретый растворитель, а через другую штанговым насосом отбирают нефть, при этом периодически вместе с растворителем закачивают потокоотклоняющие агенты, аналогично проводят работы на прочих скважинах до выработки запасов залежи.

Сущность изобретения

При разработке залежи высоковязкой нефти с вязкостью более 300 мПа·с значительная часть запасов остается в залежи. Существующие способы разработки залежи высоковязкой нефти позволяют несколько повысить извлекаемость запасов, однако эффективность таких способов невелика и нефтеотдача остается на невысоком уровне. В предложенном способе решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.

В нагнетательной скважине цементируют зумпф до подошвы продуктивного пласта, обсаживают до кровли продуктивного пласта и цементируют обсаженную часть скважины, оставляя интервал продуктивного пласта открытым. Скважину оборудуют колонной насосно-компрессорных труб с опорой на зацементированный зумпф. Снизу колонну насосно-компрессорных труб снабжают плоской заглушкой. Нижнюю часть колонны насосно-компрессорных труб до половины интервала продуктивного пласта перфорируют. Над перфорацией на колонне насосно-компрессорных труб размещают пакер. При неустановленном пакере прокачивают по колонне насосно-компрессорных труб нагретый растворитель, по межтрубному пространству скважины отбирают растворитель с частью высоковязкой нефти. Таким образом прогревают призабойную зону и вымывают высоковязкую нефть в непосредственной близости от перфорационных отверстий. Устанавливают пакер, продолжают прокачку нагретого растворителя по колонне насосно-компрессорных труб и отбор растворителя и высоковязкой нефти по межтрубному пространству. Постановка пакера способствует поступлению растворителя в призабойную зону через перфорационные отверстия ниже пакера и вытеснению высоковязкой нефти через перфорационные отверстия выше пакера в межтрубное пространство скважины. Останавливают прокачку растворителя. На дневной поверхности проводят регенерацию растворителя с отделением высоковязкой нефти. Отбирают растворитель и высоковязкую нефть по колонне насосно-компрессорных труб штанговым насосом с созданием дилатационной нагрузки на зацементированный зумпф. Описанные операции воспроизводят на соседней скважине, имеющей гидродинамическую связь с данной скважиной. При этом при отборе штанговым насосом на одной скважине ведут прокачку нагретого растворителя на другой скважине и наоборот, а после установления гидродинамического взаимодействия между скважинами через одну скважину закачивают нагретый растворитель, а через другую штанговым насосом отбирают нефть. Периодически вместе с растворителем закачивают потокоотклоняющие агенты, например нефтерастворимый полимер, наполнитель и т.п. Аналогично проводят работы на прочих скважинах до выработки запасов залежи.

В качестве растворителя используют низковязкую нефть, широкую фракцию легких углеводородов, дистиллят, газоконденсат и т.п.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают залежь высоковязкой нефти со следующими характеристиками: глубина 90 м, толщина пласта 8-30 м, пластовая температура 8°С, пластовое давление 0,5 МПа, нефтенасыщенность 0,70 д.ед., пористость 30%, проницаемость 0,265 мкм², плотность нефти 956 кг/м ³, вязкость нефти 500 мПа·с.

При разработке залежи высоковязкой нефти бурят вертикальные нагнетательные и добывающие скважины. В нагнетательной скважине цементируют зумпф до подошвы продуктивного пласта, обсаживают до кровли продуктивного пласта и цементируют обсаженную часть скважины, оставляя интервал продуктивного пласта открытым. Скважину оборудуют колонной насосно-компрессорных труб с опорой на зацементированный зумпф. Снизу колонну насосно-компрессорных труб снабжают плоской заглушкой. Нижнюю часть колонны насосно-компрессорных труб до половины интервала продуктивного пласта перфорируют. Над перфорацией на колонне насосно-компрессорных труб размещают пакер. При неустановленном пакере прокачивают по колонне насосно-компрессорных труб нагретый растворитель - низковязкую нефть с вязкостью 1 мПа·с, по межтрубному пространству скважины отбирают растворитель с частью высоковязкой нефти. Устанавливают пакер, продолжают прокачку нагретого растворителя по колонне насосно-компрессорных труб и отбор растворителя и высоковязкой нефти по межтрубному пространству. Останавливают прокачку растворителя. На дневной поверхности проводят регенерацию растворителя с отделением высоковязкой нефти. Скважину переводят на отбор высоковязкой нефти. Отбирают оставшийся в призабойной зоне растворитель и высоковязкую нефть по колонне насосно-компрессорных труб штанговым насосом с созданием дилатационной нагрузки на зацементированный зумпф. Описанные операции воспроизводят на соседней скважине, имеющей гидродинамическую связь с данной скважиной. При этом при отборе штанговым насосом на одной скважине ведут прокачку нагретого растворителя на другой скважине и наоборот, а после установления гидродинамического взаимодействия между скважинами через одну скважину закачивают нагретый растворитель, а через другую штанговым насосом отбирают нефть. Периодически вместе с растворителем закачивают потокоотклоняющие агенты - нефтерастворимый полимер. Аналогично проводят работы на прочих скважинах до выработки запасов залежи.

В результате нефтеотдача залежи повысилась до 45%, в то время как по прототипу нефтеотдача достигает 28-30%.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.