RU2206728C1 - Способ добычи высоковязкой нефти - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к области добычи нефти с применением тепла преимущественно из коллекторов с высоковязкой и тяжелой нефтью. Обеспечивает снижение энергопотерь теплоносителя и увеличение радиуса прогрева продуктивного пласта. Сущность изобретения: спускают в обсадную колонну колонны насосно-компрессорных труб до интервала перфорации. Подают по ней теплоноситель. Поднимают продукцию по межтрубному пространству. Согласно изобретению в обсадную колонну спускают две колонны насосно-компрессорных труб. Первую спускают до начала, а вторую через первую до конца интервала перфорации и подают по ней теплоноситель. В пространство между обсадной и первой колонной насосно-компрессорных труб подают газ. Продукцию поднимают по пространству между колоннами насосно-компрессорных труб. После обеспечения заданной приемистости подъем продукции прекращают. Закачку теплоносителя продолжают до расчетной величины, при этом подачу газа продолжают. Газом заполняют пространство между колоннами насосно-компрессорных труб и поддерживают в таком состоянии. Скважину останавливают на термокапиллярную пропитку до начала интенсивного снижения подвижности флюида в призабойной зоне. Сбрасывают давление в скважине. Отбирают поступающую в нее продукцию до уменьшения дебита, полученного на естественном режиме работы пласта. Цикл закачки теплоносителя и отбора продукции повторяют до создания с добывающей скважиной зоны с подвижным флюидом. Скважину переводят в нагнетательную. Отбор продукции осуществляют через добывающую скважину. 2 з.п. ф-лы, 3 ил.

Description

Изобретение относится к области добычи нефти с применением тепла преимущественно из коллекторов с высоковязкой и тяжелой нефтью.

Известен способ термогазлифтной откачки высоковязкой нефти из скважин (см. А. с. СССР, 1613589, Е 21 В 43/24, 1987), включающий спуск в обсадную колонну подъемной колонны, подачу в нее и в затрубное пространство парогаза, сброс части парогаза из затрубного пространства на устье.

Известный способ позволяет поднимать высоковязкую нефть из скважины, но требует больших энергозатрат, связанных с нагревом горных пород за обсадной колонной и сбросом парогаза.

Известен также способ добычи вязкой нефти из нефтяных пластов (см. Патент США 4874043, Е 21 В 43/24, опубл. 17.10.89), включающий образование пути для потока флюида между нагнетательной и добывающей скважинами в нижней части продуктивного пласта, нагрев нагнетанием теплоносителя указанного пути и прилегающей к нему зоны продуктивного пласта, нагнетание теплоносителя в продуктивную зону пласта выше этого пути и вытеснение по нему нефти к добывающей скважине.

Известный способ позволяет добывать из продуктивного пласта вязкую нефть, однако он имеет высокую энергоемкость, связанную с нагревом горных пород, расположенных ниже продуктивного пласта.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому является способ теплового вытеснения нефти из горизонтальной скважины (см. Патент РФ 2067168, Е 21 В 43/24, опубл. 27.09.96), включающий установку в пробуренную скважину перфорированной обсадной колонны, цементирование затрубного пространства до горизонтального ствола, спуск в обсадную колонну насосно-компрессорных труб до интервала перфорации в оконечной части, центрирование их в обсадной колонне с помощью пакера, подачу теплоносителя по насосно-компрессорным трубам за пакер, отбор продукта через перфорацию обсадной колонны в начале горизонтального участка и транспортирование его к устью по кольцевому межтрубному пространству.

Известный способ позволяет производить добычу высоковязкой нефти тепловым воздействием на продуктивный пласт и вытеснением ее из горизонтальной скважины.

Однако способ имеет высокие энергопотери, связанные с тем, что тепло от подаваемого по насосно-компрессорным трубам теплоносителя через поднимаемую продукцию передается на нагрев горных пород за обсадной колонной, а также выносится из скважины.

Кроме того, не обеспечивается глубокий прогрев продуктивного пласта, а следовательно, и отбор нефти из него из-за того, что теплоноситель является одновременно и рабочим агентом для подъема продукта из пласта. Указанные недостатки остаются и при применении способа в вертикальных скважинах.

Технической задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является снижение энергопотерь теплоносителя за счет уменьшения непроизводительного нагрева горных пород, а также увеличение радиуса прогрева продуктивного пласта за счет уменьшения выноса тепла из скважины.

Техническая задача решается тем, что в способе добычи высоковязкой нефти, включающем спуск в обсадную колонну колонны насосно-компрессорных труб до интервала перфорации, подачу по ней теплоносителя, подъем продукции по межтрубному пространству, в обсадную колонну спускают две колонны насосно-компрессорных труб, причем первую до начала, а вторую через первую до конца интервала перфорации и подают по ней теплоноситель, а в пространство между обсадной и первой колонной насосно-компрессорных труб подают газ, продукцию поднимают по пространству между колоннами насосно-компрессорных труб, после обеспечения заданной приемистости подъем продукции прекращают, закачку теплоносителя продолжают до расчетной величины, при этом подачу газа продолжают, заполняют им пространство между колоннами насосно-компрессорных труб и поддерживают в таком состоянии, затем скважину останавливают на термокапиллярную пропитку до начала интенсивного снижения подвижности флюида в призабойной зоне, сбрасывают давление в скважине, отбирают поступающую в нее продукцию до уменьшения дебита, полученного на естественном режиме работы пласта, цикл закачки теплоносителя и отбора продукции повторяют до создания с добывающей скважиной зоны с подвижным флюидом, после чего скважину переводят в нагнетательную, а отбор продукции осуществляют через добывающую скважину, отбор продукции из скважины производят свабированием или подачей газа в межтрубные пространства, добывающую скважину до создания зоны с подвижным флюидом эксплуатируют аналогичным способом, после чего переводят в добывающую.

Проведенные исследования показали, что, во-первых, установка в обсадную колонну концентрично первой колонны насосно-компрессорных труб до начала, а второй до конца интервала перфорации, подача теплоносителя по второй колонне насосно-компрессорных труб, а газа в пространство между обсадной и первой колонной насосно-компрессорных труб и подъем продукции по пространству между колоннами насосно-компрессорных труб обеспечивает циркуляцию не поступившего в пласт теплоносителя вдоль интервала перфорации до достижения заданной приемистости и подъем его к устью, при этом газ снижает передачу тепла от подаваемого теплоносителя через поднимаемую к устью продукцию и обсадную колонну в горные породы, так как теплопроводность газа на порядок меньше, чем металла или жидкости.

Во-вторых, прекращение подъема продукции после достижения заданной приемистости при продолжении закачки теплоносителя до расчетной величины, а также продолжении подачи газа, заполнение им пространства между насосно-компрессорными трубами и поддержание его в таком состоянии позволяет снизить теплопотери, связанные с выносом тепла из скважины продукцией и, кроме того, снижаются потери тепла при транспортировке теплоносителя от устья до забоя скважины за счет снижения теплопередачи в горные породы, так как пространство между колоннами насосно-компрессорных труб также заполняется газом и поддерживается в таком состоянии.

Кроме того, остановка скважины на термокапиллярную пропитку обеспечивает более равномерное перераспределение тепла между теплоносителем и продуктивным пластом, а сброс давления в скважине и отбор поступающей в нее продукции создает депрессию на пласт и обеспечивает дренирование призабойной зоны, тем самым улучшает условия закачки теплоносителя и отбора продукции на последующих циклах, что приводит к увеличению глубины воздействия на пласт.

Совокупность отличительных признаков предлагаемого способа добычи высоковязкой нефти позволяет снизить непроизводительные энергопотери теплоносителя, увеличить радиус прогрева продуктивного пласта, обеспечить подвижность флюида между нагнетательной и добывающей скважинами и повысить эффективность добычи. На фиг.1 показана схема реализации способа до обеспечения приемистости, на фиг.2 - после, на фиг.3 - вариант отбора продукции, которая содержит обсадную колонну 1, первую колонну насосно-компрессорных труб 2, установленную в обсадной колонне до начала интервала перфорации, вторую колонну насосно-компрессорных труб 3, установленную в первой до конца интервала перфорации, и запорные органы 4-7, установленные на устье. Между обсадной 1 и первой колонной насосно-компрессорных труб 2 образуется межгрубное пространство А, а между колоннами насосно-компрессорных труб 2 и 3 - межтрубное пространство В.

Способ реализуется следующим образом. Через запорный орган 6 (фиг.1) по второй колонне насосно-компрессорных труб 3 теплоноситель, в качестве которого используется, например, пар или горячая вода, подается в конец интервала перфорации и перемещается вдоль него. При отсутствии приемистости, из-за высокой вязкости насыщающей продуктивный пласт нефти, теплоноситель поступает в межтрубное пространство В, а при наличии приемистости часть теплоносителя поступает в продуктивный пласт, при этом происходит локальный прогрев продуктивного пласта вокруг скважины, и за счет теплового расширения, снижения поверхностного натяжения и вязкости часть нефти поступает в ствол, а затем в межтрубное пространство В. Поступившие в межтрубное пространство В теплоноситель и нефть подхватываются газом (например, азотом, углекислым газом и т. п.), подаваемым через запорный орган 4 в межтрубное пространство А, и продукция (газожидкостная смесь) поднимается по межтрубному пространству В к устью и через запорный орган 5 удаляется из скважины. С увеличением радиуса прогрева продуктивного пласта увеличивается и его приемистость, о чем можно судить по падению давления подаваемого теплоносителя и газа, при постоянном темпе их подачи, или по росту темпа подачи при постоянном давлении нагнетания.

После достижения заданной приемистости подъем газожидкостной смеси из скважины прекращают закрытием запорного органа 5 (фиг.2). При этом межтрубное пространство В через нижнюю часть первой колонны насосно-компрессорных труб 2 за счет гравитационных сил вместо жидкости заполняют газом, подаваемым по межтрубному пространству А, и поддерживают его в таком состоянии, обеспечивая таким образом заполнение межтрубных пространств газом до нижней части первой колонны насосно-компрессорных труб 2. Закачку теплоносителя по второй колонне насосно-компрессорных труб 3 в продуктивный пласт продолжают до расчетной величины.

Темп подачи теплоносителя и газа, давление нагнетания, а также количество закаченного в пласт теплоносителя определяются расчетным или опытным путем с учетом глубины залегания продуктивного пласта, его характеристик, свойств насыщающих флюидов, близости водоносных пластов, расстояния между скважинами и других факторов и задаются отдельно в каждом конкретном случае. Одной из причин, ограничивающих параметры подачи теплоносителя в пласт, является опасность прорыва теплоносителя в водоносный пласт или соседнюю скважину.

После закачки расчетного количества теплоносителя скважину останавливают на термокапиллярную пропитку, при которой происходит перераспределение температур и потоков флюида в продуктивном пласте за счет градиентов температуры и давления, возникающих между пропластками с различной проницаемостью, что увеличивает охват продуктивного пласта воздействием как по толщине, так и по площади. По мере снижения градиента температуры снижаются темпы теплопередачи и уменьшения вязкости нефти в зонах продуктивного пласта, подверженных температурному влиянию, и, соответственно, темп перераспределения потоков флюидов. Так как зависимость вязкости нефти (соответственно, ее подвижности) от температуры нелинейная и характеризуется медленным изменением вязкости в интервале высоких температур, и интенсивным ее изменением в интервале более низких температур, поэтому по мере снижения температуры в продуктивном пласте резко снижается подвижность насыщающего его флюида. Время термокапиллярной пропитки определяется для конкретного месторождения с учетом указанной зависимости, а также с учетом характеристик пласта и параметров закачиваемого в него теплоносителя. Контроль за температурой в интервале продуктивного пласта можно вести спуском туда глубинного прибора через запорный орган 7.

Выпуская газ через запорные органы 4 и 5, давление в скважине сбрасывают, тем самым создают депрессию на пласт, в результате чего обеспечивают приток в скважину продукции из пласта. Поступающую в скважину продукцию отбирают по второй колонне насосно-компрессорных труб 3 свабированием или закачкой в межтрубные пространства А и В газа (фиг.3), который вытесняет из них поступившую из пласта продукцию по второй колонне насосно-компрессорных труб 3 на поверхность с переходом на отбор продукции при необходимости газлифтным способом. Отбор продукции ведут до уменьшения дебита, полученного на естественном режиме работы пласта, при этом происходит дренирование призабойной зоны продуктивного пласта.

Цикл закачки теплоносителя в продуктивный пласт и отбора из него продукции повторяют, что приводит к увеличению радиуса прогрева продуктивного пласта и увеличению вокруг скважины зоны с пониженной вязкостью нефти в нем. Циклы закачки теплоносителя и отбора продукции повторяют до создания с добывающей скважиной зоны с подвижным флюидом в продуктивном пласте, после чего скважину, которая до этого была и нагнетательной, и добывающей, переводят в нагнетательную, а отбор осуществляют через добывающую скважину, которую при необходимости эксплуатируют до этого аналогичным способом, как нагнетательно-добывающую.

По предлагаемому способу установка в обсадную колонну первой колонны насосно-компрессорных труб до начала интервала перфорации и спуск в нее второй колонны насосно-компрессорных труб до конца интервала перфорации, подача в скважину газа по пространству между обсадной и первой колонной насосно-компрессорных труб, а теплоносителя по второй колонне насосно-компрессорных труб и подъем продукции по пространству между колоннами насосно-компрессорных труб обеспечивают локальный прогрев продуктивного пласта вокруг скважины и достижение заданной приемистости, при этом снижается непроизводительная теплопередача в горные породы за пределами продуктивного пласта через обсадную колонну и предотвращается нарушение сцепления ее с заколонным цементом из-за температурных удлинений. Кроме того, при подаче инертного газа обеспечивают безопасность при поступлении в скважину газа из пласта.

По предлагаемому способу после прекращения подъема продукции заполнение пространства между насосно-компрессорными трубами подаваемым газом и поддержание его в таком состоянии обеспечивают дополнительное снижение непроизводительной теплопередачи через обсадную колонну в горные породы за пределами продуктивного пласта от теплоносителя, закачиваемого в него до расчетной величины по второй колонне насосно-компрессорных труб, а также исключают вынос тепла из скважины.

По предлагаемому способу остановка скважины после закачки расчетной величины теплоносителя на термокапиллярную пропитку с последующим сбросом давления в скважине и отбором поступающей в нее из продуктивного пласта продукции позволяет увеличить прогрев продуктивного пласта по толщине и площади и раздренировать его вокруг скважины, а повторение циклов закачки теплоносителя и отбора продукции - увеличить радиус прогрева до создания с добывающей скважиной зоны с подвижным флюидом. Последующий перевод нагнетательно-добывающей скважины в нагнетательную и отбор продукции через добывающую скважину позволяет повысить эффективность добычи высоковязкой нефти, увеличить выработку продуктивного пласта и конечную нефтеотдачу.

Пример конкретного выполнения. На Мордово-Кармальском месторождении были проведены эксперименты на двух параллельных горизонтальных скважинах 131 А и 131 В, расстояние между которыми составляет 6 м, и одной вертикальной скважине 119, расстояние до которой от скважины 131 В составляет 15 м. Проницаемость продуктивного пласта равна 0,5 мкм², вязкость нефти - 3000 мПа•c. Верхняя нагнетательная скважина 131 В на первом этапе эксплуатировалась и как нагнетательная, и как добывающая. После обеспечения приемистости до 1 тонны пара в час за счет циркуляции теплоносителя вдоль интервала перфорации скважина была переведена в режим циклической закачки пара (700 тонн за цикл) и отбора продукции. Отбор продукции из добывающей скважины 131 А начат после трех циклов закачки в скважину 131 В пара и отбора из нее продукции. Затем она переведена в нагнетательную, а отбор продукции ведется из добывающей скважины 131 А. Отбор продукции из вертикальной добывающей скважины 119 начат после пятого цикла закачки пара в скважину 131 В, когда появилась достаточная подвижность пластового флюида между ними.

Параллельно с паром, закачиваемым в конец интервала перфорации по колонне насосно-компрессорных труб 48 мм, в скважину 131 В закачивался воздух по межтрубному пространству между обсадной колонной и колонной насосно-компрессорных труб 89 мм, спущенных до начала интервала перфорации. При этом теплопотери пара в случае заполнения воздухом пространства между обсадной и колонной насосно-компрессорных труб 89 мм снизились в 1,5 раза, а в случае заполнения им дополнительного пространства между колоннами насосно-компрессорных труб - в 3 раза по сравнению с теплопотерями при закачке пара в сопоставимых условиях в скважину, оборудованную одной колонной насосно-компрессорных труб.

Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа добычи высоковязкой нефти складывается за счет уменьшения непроизводительного нагрева горных пород и уменьшения выноса тепла из скважины.

Claims (3)

1. Способ добычи высоковязкой нефти, включающий спуск в обсадную колонну колонны насосно-компрессорных труб до интервала перфорации, подачу по ней теплоносителя, подъем продукции по межтрубному пространству, отличающийся тем, что в обсадную колонну спускают две колонны насосно-компрессорных труб, причем первую спускают до начала, а вторую через первую до конца интервала перфорации и подают по ней теплоноситель, а в пространство между обсадной и первой колонной насосно-компрессорных труб подают газ, продукцию поднимают по пространству между колоннами насосно-компрессорных труб, после обеспечения заданной приемистости подъем продукции прекращают, закачку теплоносителя продолжают до расчетной величины, при этом подачу газа продолжают, заполняют им пространство между колоннами насосно-компрессорных труб и поддерживают в таком состоянии, затем скважину останавливают на термокапиллярную пропитку до начала интенсивного снижения подвижности флюида в призабойной зоне, сбрасывают давление в скважине, отбирают поступающую в нее продукцию до уменьшения дебита, полученного на естественном режиме работы пласта, цикл закачки теплоносителя и отбора продукции повторяют до создания с добывающей скважиной зоны с подвижным флюидом, после чего скважину переводят в нагнетательную, а отбор продукции осуществляют через добывающую скважину.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что отбор продукции производят свабированием или подачей газа в межтрубные пространства.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что добывающую скважину эксплуатируют как нагнетательно-добывающую скважину до создания зоны с подвижным флюидом, после чего ее переводят в добывающую.

Images