способ добычи высоковязкой нефти и битума

Формула изобретения

Способ добычи высоковязкой нефти и битума, включающий разработку залежи по меньшей мере одной парой скважин, состоящей из нагнетательной скважины, воздействующей на кровельную часть продуктивного пласта, и добывающей скважины, эксплуатирующей подошвенную часть продуктивного пласта, проведение гидроразрыва с закачкой проппанта в каждую скважину, создание проницаемой зоны между нагнетательной и добывающей скважинами, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и одновременный отбор углеводородов из добывающей скважины, отличающийся тем, что при проведении гидроразрыва используют проппант, смешанный с гранулированным магнием в соотношении от 5:1 до 2:1, а после смеси проппанта и гранулированного магния производят закачивание соляной кислоты в количестве, достаточном для полного реагирования гранулированного магния.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам добычи высоковязкой нефти и битума из подземной залежи с применением тепла.

Известен способ энергоциклической обработки скважины в неоднородном по проницаемости пласте [Патент RU № 2134776, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.08.1999 г.]. Способ включает вскрытие пласта, гидроразрыв пласта, циклическую закачку в скважину энергоносителя, остановку скважины на реагирование и добычу нефти. В первом цикле энергоноситель закачивают при минимальном давлении гидроразрыва пласта. В последующих циклах давление закачки последовательно повышают до максимальной величины давления гидроразрыва пласта.

Недостатком известного способа является то, что при использовании пара в качестве агента для гидроразрыва пласта необходимо применение специального оборудования, обеспечивающего нагнетание пара с высоким давлением, требуемым для разрыва пласта.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является способ добычи из подземной залежи тяжелых и/или высоковязких углеводородов [Патент RU № 2310744, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.11.2007, бюл. № 32]. Способ включает бурение и подготовку к эксплуатации по меньшей мере двумя парами скважин, состоящими из нагнетательной скважины, которая заканчивается в залежи, и добывающей скважины, которая заканчивается в залежи ниже уровня нагнетательной скважины, создание проницаемой зоны между нагнетательной и добывающей скважинами, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и одновременный отбор углеводородов из добывающей скважины. Для увеличения проницаемой зоны между добывающей и нагнетательной скважиной перед пуском в эксплуатацию в каждой скважине производят гидроразрыв с закачкой слоя проппанта. Недостатком известного способа является то, что в процессе добычи закачанный проппант может выноситься из добывающих скважин высоковязкой углеводородной жидкостью. Вынос проппанта приведет к смыканию трещин, образованных при гидроразрыве, уменьшению проницаемой зоны между добывающей и нагнетательной скважиной и снижению добычи.

Технической задачей изобретения является повышение эффективности добычи высоковязкой нефти и битума из подземной залежи за счет предотвращения выноса проппанта и сохранения полученного после гидроразрыва размера проницаемой зоны между добывающей и нагнетательной скважиной, а также за счет предотвращения выноса породы из призабойной зоны добывающей скважины и ускорения создания проницаемой зоны между нагнетательной и добывающей скважинами.

Задача решается способом добычи высоковязкой нефти и битума, включающим разработку залежи по меньшей мере одной парой скважин, состоящей из нагнетательной скважины, воздействующей на кровельную часть продуктивного пласта, и добывающей скважины, эксплуатирующей подошвенную часть продуктивного пласта, проведение гидроразрыва с закачкой проппанта в каждую скважину, создание проницаемой зоны между нагнетательной и добывающей скважинами, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и одновременный отбор углеводородов из добывающей скважины.

Новым является то, что при проведении гидроразрыва используют проппант, смешанный с гранулированным магнием в соотношении от 5:1 до 2:1, а после смеси проппанта и гранулированного магния производят закачивание соляной кислоты в количестве, достаточном для полного реагирования гранулированного магния.

Способ реализуют следующим образом. На залежи высоковязких углеводородов производят бурение пар нагнетательных и добывающих скважин. Бурение каждой нагнетательной скважины производят с учетом обеспечения воздействия через нее на кровельную часть продуктивного пласта, а бурение каждой добывающей скважины производят с учетом обеспечения эксплуатации подошвенной части продуктивного пласта. Далее приводится последовательность выполнения способа на одной паре скважин, аналогичным образом производят работы на всех других парах скважин месторождения. Нагнетательную скважину перфорируют в кровельной части продуктивного пласта, а добывающую скважину перфорируют в подошвенной части продуктивного пласта. В нагнетательной и добывающей скважинах производят гидроразрыв с целью увеличения площади охвата продуктивного пласта воздействием через нагнетательную скважину и увеличения площади продуктивного пласта дренируемой добывающей скважиной. В полученные при гидроразрыве трещины закачивают проппант, смешанный с гранулированным магнием. Для проведения работ используют проппант, смешанный с гранулированным магнием в соотношении от 5:1 до 2:1. При использовании гранулированного магния с превышением рекомендованного количества закачиваемое количество проппанта будет недостаточно для заполнения и предотвращения смыкания трещин, образованных при гидроразрыве. Например, закачивают смесь 4 т проппанта с 1 т гранулированного магния (в соотношении 4:1), проппант фракции 20/40 меш производства ОАО «Боровичский комбинат огнеупоров» (г.Боровичи, Новгородская область) и гранулированный магний фракции 0,6 мм по ТУ 1714-001-95 производства ЗАО «ГЕФЕСТ» (г.Глазов, Удмуртская Республика). В качестве жидкости развития трещин, несущей в себе указанное количество смеси проппанта и гранулированного магния, используют 14 м ³ полисахаридного геля на основе гелеобразователя ГПГ-3 по ТУ 2499-072-17197708-03. Для смешивания гранулированного магния и проппанта с полисахаридным гелем используют, например, блендерную установку MS-60 производства фирмы «Стюарт-Стивенсон». Далее производят закачивание соляной кислоты в количестве, достаточном для полного реагирования гранулированного магния. Для полного реагирования гранулированного магния соотношение магния в реакции с соляной кислотой должно составлять соответственно, вес.% - 25,1 и 74,9. При проведении работ в скважинах широко применяют водный раствор соляной кислоты 15%-ной концентрации, в 1 кг которого содержится 0,153 кг соляной кислоты. Для полного реагирования 1 т гранулированного магния, с учетом соотношения магния в реакции с соляной кислотой, вес.% - 25,1 и 74,9, используют, например, 19,4 т соляной кислоты 15%-ной концентрации по ТУ 2122-131-05807960-97 производства ОАО "Галоген", г.Пермь. Соляная кислота вступает в экзотермическую реакцию с магнием, сопровождающуюся разогревом до температуры более 300°C. При взаимодействии магния с соляной кислотой образуется соль хлорида магния, на основе которой при последующем остывании происходит образование магнезиального цемента, консолидирующего закачанный вместе с гранулированным магнием проппант. Процесс образования магнезиального цемента в результате взаимодействия магния с соляной кислотой известен [Авторское свидетельство № 651116, Е21В 33/138, опубл. 05.03.1979, бюл. № 9; авторское свидетельство № 960421, Е21В 33/138, опубл. 23.09.1982, бюл. № 35]. При уменьшении рекомендованного количества гранулированного магния в смеси с проппантом объем образующегося магнезиального цемента будет недостаточен для консолидации проппанта и пород. Экзотермическая реакция соляной кислоты с магнием сопровождается выделением большого количества свободного газообразного водорода. Выделение водорода способствует образованию пор в магнезиальном цементе и обеспечивает проницаемость трещины гидроразрыва, заполненной консолидированным цементом проппантом. После закачивания соляной кислоты скважину оставляют в покое на 3-6 часов для схватывания с проппантом и породами пласта образовавшегося магнезиального цемента и для упрочнения последнего. Далее производят одновременное закачивание пара в нагнетательную и добывающую скважины. В результате происходит создание проницаемой зоны между нагнетательной и добывающей скважинами за счет снижения вязкости битума, вызванного разогревом пласта паром. Из-за предварительного разогрева пласта теплом, выделившимся при взаимодействии соляной кислоты с гранулированным магнием, создание проницаемой зоны происходит быстрее, чем если бы нагнетание гранулированного магния и соляной кислоты в трещину гидроразрыва не производилось. После создания проницаемой зоны закачивание пара в добывающую скважину прекращают, и при закачивании пара в нагнетательную скважину производят одновременный отбор разогретого битума из добывающей скважины.

В процессе добычи проппант, закачанный в трещину гидроразрыва, может выноситься из пласта потоком добываемой продукции, чему также способствует относительно высокая вязкость даже разогретого битума. При выносе проппанта трещины, полученные при гидроразрыве, могут смыкаться. Это приведет к уменьшению площади пласта дренируемой скважиной, а также размера проницаемой зоны между добывающей и нагнетательной скважиной, и в результате - к снижению добычи. Применение предлагаемого способа обеспечивает снижение интенсивности выноса проппанта за счет его консолидации магнезиальным цементом.

Во многих случаях залежи высоковязкой нефти и битума сосредоточены в слабосцементированных песчаных пластах. При эксплуатации таких залежей актуальна проблема выноса породы из призабойной зоны добывающих скважин. Применение предлагаемого способа обеспечивает также укрепление магнезиальным цементом призабойной зоны и предотвращение выноса пород с сохранением коллекторских свойств пласта.

Таким образом, в данном изобретении достигается результат - повышение эффективности добычи высоковязкой нефти и битума из подземной залежи за счет предотвращения выноса проппанта и сохранения полученного после гидроразрыва размера проницаемой зоны между добывающей и нагнетательной скважиной, а также за счет предотвращения выноса породы из призабойной зоны добывающей скважины и ускорения создания проницаемой зоны между нагнетательной и добывающей скважинами.