способ разработки месторождения высоковязкой нефти при паротепловом воздействии на пласт

Формула изобретения

Способ разработки месторождения высоковязкой нефти при паротепловом воздействии на пласт, включающий бурение скважины, формирование ярусов технологических каналов в пределах одного пласта, закачку пара в основные технологические каналы, откачку разогретой высоковязкой нефти насосом из дополнительных технологических каналов, предварительно разделив сформированные ярусы технологических каналов пакером, отличающийся тем, что перед установкой пакера снижают гидродинамический уровень жидкости в скважине до минимально возможного, а откачку высоковязкой нефти производят периодически для поддержания минимально возможного уровня скважинной жидкости для нормальной работы насоса таким образом, что между основными и дополнительными технологическими каналами создают протяженную зону конденсации закачиваемого водяного пара при отсутствии в ней воды, при этом откачку нефти из скважины и закачку пара в основные технологические каналы производят до стабилизации температуры и давления в скважине.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к добыче нефти с применением паротеплового воздействия на пласт, преимущественно из коллекторов с тяжелой битумной нефтью.

Известен способ разработки нефтебитумной залежи (Патент РФ № 2287677, E21B 43/24). Способ включает бурение добывающей двухустьевой горизонтальной скважины. Выше упомянутой скважины бурят нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину. За счет закачки пара создают проницаемую зону между скважинами и, при продолжении закачки пара в нагнетательную скважину, начинают отбор скважинной жидкости из добывающей скважины.

Недостатком известного способа является то, что при добыче высоковязкой нефти из горизонтальной скважины охват тепловым воздействием по всей длине призабойной зоны и ее раздренирование остаются низкими при высоких энергозатратах, а добыча нефти малоэффективной, так как не обеспечивается достаточно быстрый и равномерный прогрев пористой среды пласта.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому изобретению является «Способ эксплуатации многоствольной скважины для добычи высоковязкой нефти» (Патент РФ № 2333340, E21B 43/02). Способ эксплуатации многоствольной скважины включает подачу пара в основные технологические каналы, образующие ярус нагнетания, и фильтрацию нефти в дополнительные технологические каналы, образующие ярус откачки, причем фильтрация нефти происходит при пластовом давлении. Использование известного способа за счет формирования дополнительного ряда технологических каналов (яруса откачки) в пределах одного пласта позволяет с помощью одной скважины как производить закачку теплоносителя в пористую среду пласта, так и производить добычу разогретой тяжелой вязкой нефти из нее, используя существующие насосы.

Недостатком известного способа является неравномерность прогрева паром пористой среды, расположенной между ярусом нагнетания, который состоит из основных технологических каналов, и ярусом откачки, который состоит из дополнительных технологических каналов. Недостатки известного способа обусловлены физическими причинами: конденсация водяного пара происходит непосредственно около стенок основных технологических каналов с образованием оторочки конденсата водяного пара (водяной вал). Проницаемость пористой среды резко падает, давление в каналах возрастает, как следствие, пар конденсируется при более высокой температуре, а основная часть энергии пара расходуется не на нагрев пласта, а на совершение механической работы - на продвижение водяного вала вглубь пласта. Кроме того, фильтрация разогретой нефти из пористой среды в дополнительные технологические каналы происходит при давлении, обусловленным повышенным уровнем жидкости в скважине, который зависит от пластового давления.

Технической задачей предлагаемого изобретения является повышение эффективности прогрева пористой среды и повышение скорости фильтрации нефти в дополнительные каналы.

Техническая задача решается за счет того, что в способе разработки месторождения высоковязкой нефти при паротепловом воздействии на пласт, включающем бурение скважины, формирование ярусов технологических каналов в пределах одного пласта, закачку теплоносителя в основные технологические каналы, откачку разогретой высоковязкой нефти из дополнительных технологических каналов, согласно предлагаемому изобретению откачку нефти из скважины осуществляют при пониженном давлении в режиме кратковременной эксплуатации электроцентробежного насоса, то есть при установлении в скважине минимально допустимого оптимального уровня жидкости, способствующего нормальной работе насоса, например, с применением универсального (сертифицированного) контроллера для ШГН.

Новым является то, что перед установкой пакера гидродинамический уровень жидкости в скважине до минимально возможного, а откачку высоковязкой нефти производят периодически для поддержания минимально возможного для нормальной работы насоса таким образом, что между основными и дополнительными технологическими каналами создают протяженную зону конденсации закачиваемого водяного пара при отсутствии в ней воды, при этом откачку нефти из скважины и закачку пара в основные технологические каналы производят до стабилизации температуры и давления в скважине.

Физической сутью данного предложения является эффективное использование тепла из закачиваемого пара не за счет охлаждения, а за счет управляемой конденсации, то есть за счет принудительного создания в пористой среде протяженной зоны конденсации закачиваемого водяного пара за счет понижения давления ниже пластового. При этом образование водяной оторочки уменьшается, так как скорость распространения давления в пористой среде на порядки превышает скорость фильтрации воды в том же пласте. Известно, что конденсация пара (фазовый переход) и напрямую связанное с этим выделение основного количества тепла определяется изменением давления в зоне конденсации (в данном случае это пористая среда между двумя ярусами технологических каналов). В известных способах выделение тепла обусловлено скоростью охлаждения пара, то есть теплопередачей, которая происходит на начальном участке пористой среды при контакте закачиваемого пара с холодными породой, нефтью и водой. В лучшем случае этот показатель составляет миллиметры в секунду. Это предопределяет минимальный размер зоны конденсации при паротепловом воздействии в известных способах. Кроме того, понижение давления в пористой среде ниже пластового обуславливает увеличение скорости фильтрация пара в пористую среду вокруг основных технологических каналов, в которые закачивают водяной пар, а также приводит к увеличению скорости фильтрация разогретой нефти из пористой среды в дополнительные технологические каналы.

Анализ эффективности добычи высоковязкой нефти показывает, что на ее уровень оказывает влияние, в основном, продолжительность формирования зоны конденсации водяного пара с выделением тепла, содержащегося в закачиваемом водяном паре. Чем продолжительнее время формирования зоны конденсации, тем больше тепла рассеивается и расходуется впустую.

Известно, что основное количество тепла выделяется из водяного пара при его конденсации, а не охлаждении пара. Так, если паробитумное отношение в начальный период формирования зоны конденсации составляет 6 к 1, то есть для получения 1 тонны высоковязкой нефти необходимо 6 тонн пара, то когда зона конденсации сформировалась при отсутствии водяного вала, то есть когда условия для конденсации водяного пара оптимальные, это отношение будет составлять 3 к 1 и ниже, что, в свою очередь, снижает затраты топлива для выработки пара в себестоимости добычи высоковязкой нефти.

На чертеже изображена схема многоствольной скважины в процессе осуществления предлагаемого способа.

Способ осуществляют в следующей последовательности. В обсадной колонне 1 выполняют прорези 2 и 3 для формирования в скважине, соответственно, яруса нагнетания пара, состоящего из основных технологических каналов 4 и 4 ¹, и яруса откачки нефти, состоящего из дополнительных технологических каналов 5 и 5¹. После формирования в скважине яруса нагнетания пара и яруса откачки нефти спускают технологическую колонну труб 6, в которой устанавливают насос 7 для откачки нефти. Межтрубное пространство в осадной колонне 1 от полости технологической колонны труб 6 разобщено, для чего между прорезями 2 и 3 установлен пакер 8. После установки пакера 8 с устья скважины нагнетают теплоноситель (водяной пар) в межтрубное пространство обсадной колонны 1, который, достигнув прорези 2, попадает в ярус нагнетания пара, состоящего из основных технологических каналов 4 и 4¹. По основным технологическим каналам 4 и 4¹ водяной пар попадает в пористую среду пласта и фильтруется вглубь при пониженном давлении. Разогревание происходит по всей высоте пласта и радиально направленно вглубь пористой среды от каждого из основных технологических каналов 4 и 4 ¹. Разогретая нефть при давлении ниже пластового из пористой среды фильтруется в ярус откачки нефти, состоящий из дополнительных технологических каналов 5 и 5¹, откуда через прорезь 3 поступает внутрь технологической колонны 6 на прием насоса 7, который в режиме кратковременной эксплуатации откачивает разогретую нефть из скважины.

Для откачки скважинной жидкости (нефти) используют погружной электроцентробежный насос (ЭЦН) или штанговый глубинный насос (ШГН). Откачку нефти при минимально допустимом динамическом уровне в скважине осуществляют известными способами, например, с применением универсального (сертифицированного) контроллера для ШГН или в режиме кратковременной эксплуатации скважины (патент РФ № 2293176) для ЭЦН. Откачку нефти из скважины насосом и закачку пара в основные каналы яруса нагнетания производят до стабилизации температуры и давления в скважине, то есть при установлении в стволе скважины минимально допустимого, но оптимального уровня жидкости, способствующего нормальной работе используемых насосов (ЭЦН или ШГН).

В случае закачки водяного пара с давлением 1,0 МПа температура конденсации составит 180°С, то есть основная часть тепла из-за большого перепада температур (180°С пара и 8-15°С породы) выделяется непосредственно около основных технологических каналов 4 и 4¹. Давлению 0,3-0,4 МПа, технически достижимому по данному способу, температура конденсации составит 130-145°С, т.е. по предлагаемому способу теплоноситель в виде пара, а не конденсата проникнет на большую глубину до последующей конденсации в области пласта с температурой 130-145°С, а не из-за охлаждения в результате смешения с холодной пористой средой.

Использование предлагаемого способа позволяет осуществить заявленный технический результат, то есть обеспечивает повышение эффективности прогрева пористой среды паром и повышение скорости фильтрации нефти в дополнительные каналы при паротепловом воздействии на пласт.