RU2591860C1 - Способ извлечения тяжелой нефти из продуктивного пласта и устройство для его осуществления - Google Patents

Abstract

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение производительности нефтеизвлечения из продуктивного пласта с одновременным снижением энергозатрат. В способе извлечения тяжелой нефти из продуктивного пласта прокладывают нагнетательную и добывающую скважины с вертикальными участками в грунте и перфорированными горизонтальными участками в продуктивном пласте, при этом горизонтальный участок нагнетательной скважины располагают над горизонтальным участком добывающей скважины, нагнетательную скважину заполняют рабочей жидкостью, осуществляют отбор продукта через горизонтальный участок добывающей скважины. В качестве рабочей жидкости применяют ферромагнитные комплексы. Снаружи от нагнетательной скважины и снаружи от добывающей скважины дополнительно прокладывают по технологической скважине с горизонтальными участками, направленными навстречу друг другу, создают в них неравномерное магнитное поле и воздействуют им на пласт не менее 24 часов. Устройство для осуществления указного выше способа содержит указанные выше нагнетательную и добывающую скважины с колоннами насосно-компрессорных труб в каждой, указанные выше технологические скважины с горизонтальными участками, направленными навстречу друг другу, в торцах которых расположены фигурные стальные сердечники с соленоидами, соединенные с источниками постоянного тока, устье нагнетательной скважины оборудовано подающим устройством. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 3 ил., 1 пр.

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения тяжелой нефти или битума.

Известен способ разработки нефтяного месторождения, включающий бурение непрерывной (двухустьевой) скважины с образованием ее выходного участка вверх с наклоном от продуктивного пласта до дневной поверхности, установку в пробуренную скважину обсадной колонны, цементирование затрубного пространства по всей длине, перфорирование обсадной колонны в интервале горизонтального участка, установку внутри обсадной трубы насосно-компрессорных труб с центраторами, подачу теплоносителя по колонне насосно-компрессорных труб с входного и выходного участков, отбор продукта по выходному участку при продолжении закачки теплоносителя по входному участку (RU 2211318, Е21С 43/24, опубл. 27.08.2003).

Недостатком данного способа является недостаточная эффективность нефтеизвлечения, так как при закачке пара и одновременном отборе нефти из одной скважины могут происходить прорывы пара, что приводит к энергозатратности процесса.

Известен способ обработки призабойной зоны скважин, добывающих тяжелую нефть, включающий закачку в пласт углеводородной жидкости с добавкой ферромагнитных компонентов и ПАВ с последующим воздействием на пласт постоянным магнитным полем (RU 2144982, Е21В 43/22, опубл. 27.01.2000).

Недостатком данного способа является то, что он относится к удалению из призабойной зоны скважины асфальтосмолопарафиновых отложений и не может быть использован для повышения отбора нефти из продуктивного пласта, находящегося в толще грунта.

Известно устройство, содержащее двухустьевую верхнюю нагнетательную и нижнюю добывающую скважины с горизонтальными участками, расположенными друг под другом, горизонтальные участки скважин оборудованы фильтрами, выполненными в виде перфорированных обсадных колонн, в горизонтальный участок нагнетательной скважины спущены термодатчики (RU 2474680, Е21В 43/24, опубл. 10.02.2013).

Известно устройство, содержащее расположенные в пределах залежи двухустьевые скважины с горизонтальными участками, обсаженные эксплуатационной колонной с фильтром с двух концов, и дополнительный ствол, насос для отбора продукции, спущенный через первое устье скважины (RU 2483204, Е21В 43/24, опубл. 27.05. 2013).

Недостатком вышеуказанных устройств-аналогов является недостаточная эффективность нефтеизвлечения.

Наиболее близким аналогом способа является способ, включающий строительство верхней нагнетательной скважины и нижней добывающей скважины с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, закачку теплоносителя через горизонтальную нагнетательную скважину с прогревом пласта, созданием паровой камеры и отбор продукции через горизонтальную добывающую скважину с уменьшением отбора в зонах наличия температурных пиков, осуществляя равномерный прогрев паровой камеры (RU 2398103, Е21В 3/24, опубл. 27.08.2010).

Недостатком этого решения является неравномерность прогрева паром пористой среды пласта, а также снижение его пористости в результате обработки, вызванное конденсацией водяного пара непосредственно у стенок нагнетательной скважины. Это приводит к повышению энергозатрат на добычу тяжелой нефти. Недостаточная эффективность нефтеизвлечения.

Наиболее близким к заявляемому является устройство, включающее верхнюю нагнетательную скважину и нижнюю добывающую скважину с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, нагнетательная скважина на устье оборудована парогенератором, а добывающая снабжена погружным насосом. Горизонтальные участки оборудованы фильтрами. Внутри одного из которых в добывающей скважине размещен хвостовик погружного насоса с регулируемыми в зависимости от температуры клапанами (RU 2398103, Е21В 3/24, опубл. 27.08.2010).

Недостатком этого устройства является низкая производительность нефтеизвлечения из продуктивного пласта, очень высокие энергозатраты.

Изобретение решает задачу повышения производительности нефтеизвлечения из продуктивного пласта с одновременным снижением энергозатрат.

Это достигается тем, что в способе извлечения тяжелой нефти из продуктивного пласта, при котором прокладывают нагнетательную и добывающую скважины с вертикальными участками в грунте и перфорированными горизонтальными участками в продуктивном пласте, при этом горизонтальный участок нагнетательной скважины располагают над горизонтальным участком добывающей скважины, нагнетательную скважину заполняют рабочей жидкостью, осуществляют отбор продукта через горизонтальный участок добывающей скважины, согласно изобретению в качестве рабочей жидкости применяют ферромагнитные комплексы, снаружи от нагнетательной скважины и снаружи от добывающей скважины дополнительно прокладывают по технологической скважине с горизонтальными участками, направленными навстречу друг другу, создают в них неравномерное магнитное поле и воздействуют им на пласт не менее 24 часов.

Для этого в устройстве, содержащем нагнетательную и добывающую скважины с колоннами насосно-компрессорных труб в каждой, горизонтальный участок нагнетательной скважины расположен над горизонтальным участком добывающей скважины, нагнетательная скважина заполнена рабочей жидкостью, вертикальный участок нагнетательной скважины имеет устье, добывающая скважина снабжена погружным насосом, согласно изобретению дополнительно содержатся расположенные снаружи от нагнетательной и снаружи от добывающей скважин технологические скважины с горизонтальными участками, направленными навстречу друг другу, в торцах которых расположены фигурные стальные сердечники с соленоидами, соединенные с источниками постоянного тока, устье нагнетательной скважины оборудовано подающим устройством.

Кроме того, устройство может дополнительно содержать вторую нагнетательную скважину, вертикальный участок которой расположен с другой стороны от вертикального участка добывающей скважины, при этом горизонтальный участок второй нагнетательной скважины расположен под горизонтальным участком добывающей скважины.

Технический результат - снижение вязкости тяжелой нефти за счет понижения пористости пласта.

На отбор тяжелой нефти из продуктивного пласта влияют его физико-химические свойства, в т.ч. пористость пласта, которая в свою очередь зависит от количества находящихся в нем включений в виде парафинов, смол, асфальтенов. Введение в тяжелую нефть, находящуюся в продуктивном пласте, ферромагнитных комплексов увеличивает магнитную восприимчивость и величину наведенного момента при воздействии на него внешнего неравномерного магнитного поля. При этом в кристаллах парафинов, смол, асфальтенов создается положительный магнитный момент, который способен разрушить кристаллическую структуру этих веществ со слабым отрицательным магнитным моментом. Этот процесс заключается в том, что под воздействием внешнего неравномерного магнитного поля происходит различное влияние на магнитную восприимчивость веществ, входящих в состав парафинов, смол, асфальтенов. Вследствие этого ослабляются связи между ними, при этом парафины, смолы, асфальтены становятся более рыхлыми, пористость пласта снижается, вязкость нефти уменьшается. В качестве ферромагнитных комплексов используется коллоидная система из магнетита FeOxFe₂O³ с размером частиц 5-10 нм, который предварительно обрабатываются этиленгликолем и поверхностно-активным веществом (ПАВ) в весовом соотношении этиленгликоль - соль 0,1:1. В качестве ПАВ используется полиакрилат натрия в количестве до 0,01%. Кроме того, в качестве ПАВ могут использоваться олеиновая и полиакримиловая кислоты, лимонная кислота. В качестве несущей жидкости могут использоваться вода, керосин, этиленгликоль, минеральное масло. В качестве твердой фазы могут использоваться феррошпинель, а также соли NiCl₂, CoCl₂ с размером частиц 5-10 нм. Объем твердой фазы в ферромагнитном комплексе составляет 20-25%. Для повышения магнитной восприимчивости тяжелой нефти ее обрабатывают неравномерностью внешнего магнитного поля, создаваемого соленоидом с сердечником из ферромагнитного материала, при градиенте более 1,2 Тл/см. Время обработки зависит от вязкости нефти, размеров пласта и составляет не менее 24 часов.

Пример.

Объем ферромагнитного комплекса для обработки пласта рассчитывается из расчета 4-5 см³ на 1 м пласта, что позволяет воздействовать на зону обработки радиусом 5-8 м. Около скважины устанавливаются две емкости объемом по 30 м. В первой емкости предварительно готовят ферромагнитный комплекс объемом 25 м³ путем растворения магнетита FeOxFe₂O₃ с размером частиц 5-10 нм в этиленгликоле в весовом соотношении этиленгликоль - соль: 0,1:1. В качестве ПАВ используют полиакрилат натрия в количестве до 0,01%. Во второй емкости приготовленный комплекс смешивают с 18 м³ нефти и закачивают в горизонтальный участок нагнетательной скважины. Подключают соленоиды, расположенные в технологических скважинах к источнику постоянного тока и создают градиент неравномерности магнитного поля более 1,2 Тл/см. Обработку пласта магнитным полем проводят не менее 24 часа. Отбор нефти производят после обработки пласта насосом, расположенным в горизонтальном участке добывающей скважины.

На фиг. 1 представлена схема устройства по п. 2 формулы, на фиг. 2 представлена схема устройства по п. 3, на фиг. 3 - вид А фиг. 1 и фиг 2.

Устройство содержит нагнетательную 1 и добывающую 2 скважины, оборудованные устьями 3 и горизонтальными перфорированными участками 4, расположенными друг над другом, в нагнетательную скважину закачена рабочая жидкость 5, добывающая скважина снабжена погружным насосом 6. В качестве рабочей жидкости применен ферромагнитный комплекс, для подачи которого устье нагнетательной скважины оборудовано подающим устройством 7, дополнительно прокладывают две технологические скважины 8 с горизонтальными участками, направленными навстречу друг другу, в конце горизонтальных участков этих скважин расположены фигурные стальные сердечники 9 с соленоидами 10, соединенные токопроводами 11 с источниками постоянного тока 12. Нагнетательная скважина оборудована колонной насосно-компрессорных труб 13 с пакером 14. В добывающую скважину опускают колонну насосно-компрессорных труб 15 с пакером 16.

Способ с помощью устройства осуществляется следующим образом.

В нагнетающую скважину опускают колонну насосно-компрессорных труб 13 с пакером 14, включают подающее устройство 7 и закачивают ферромагнитный комплекс 5 в горизонтальный перфорированный участок 4. При этом ферромагнитный комплекс диспергируется в продуктивный пласт. Далее включается источник постоянного тока 12 по токопроводам 11 электрический ток течет в соленоид 10, охватывающий сердечник 9. Сердечник соленоида, расположенный в первой технологической скважине 8, имеет призматическую форму его северного полюса, направленную в сторону южного полюса сердечника другого соленоида, расположенного во второй технологической скважине 8. При этом в продуктивном пласте между соленоидами создается неоднородное магнитное поле, которое повышает магнитную восприимчивость парафинов, смол, асфальтенов, снижает пористость пласта, понижает вязкость тяжелой нефти.

Отбор тяжелой нефти, осуществляют с помощью погружного насоса 6, например винтового, который по колонне насосно-компрессорных труб 15 перекачивает нефть в емкость, расположенную вблизи скважины.

Использование заявляемых способа и устройства позволяет осуществить повышение эффективности нефтеизвлечения из продуктивного пласта за счет повышения его пористости и снижения вязкости нефти при воздействии на продуктивный пласт неоднородным магнитным полем.

Claims (3)

1. Способ извлечения тяжелой нефти из продуктивного пласта, при котором прокладывают нагнетательную и добывающую скважины с вертикальными участками в грунте и перфорированными горизонтальными участками в продуктивном пласте, при этом горизонтальный участок нагнетательной скважины располагают над горизонтальным участком добывающей скважины, нагнетательную скважину заполняют рабочей жидкостью, осуществляют отбор продукта через горизонтальный участок добывающей скважины, отличающийся тем, что в качестве рабочей жидкости применяют ферромагнитные комплексы, снаружи от нагнетательной скважины и снаружи от добывающей скважины дополнительно прокладывают по технологической скважине с горизонтальными участками, направленными навстречу друг другу, создают в них неравномерное магнитное поле и воздействуют им на пласт не менее 24 часов.

2. Устройство для осуществления способа по п. 1, содержащее нагнетательную и добывающую скважины с колоннами насосно-компрессорных труб в каждой, горизонтальный участок нагнетательной скважины расположен над горизонтальным участком добывающей скважины, нагнетательная скважина заполнена рабочей жидкостью, вертикальный участок нагнетательной скважины имеет устье, добывающая скважина снабжена погружным насосом, отличающееся тем, что устройство дополнительно содержит расположенные снаружи от нагнетательной и снаружи от добывающей скважин технологические скважины с горизонтальными участками, направленными навстречу друг другу, в торцах которых расположены фигурные стальные сердечники с соленоидами, соединенные с источниками постоянного тока, устье нагнетательной скважины оборудовано подающим устройством.

3. Устройство по п. 2, отличающееся тем, что оно дополнительно содержит вторую нагнетательную скважину, вертикальный участок которой расположен с другой стороны от вертикального участка добывающей скважины, при этом горизонтальный участок второй нагнетательной скважины расположен под горизонтальным участком добывающей скважины.

Images