RU2779502C1 - Способ скважинной добычи высоковязкой нефти из залежи нефти с газовой шапкой - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к способу скважинной добычи высоковязкой нефти из залежи нефти с газовой шапкой. Способ включает бурение двух скважин с горизонтальными стволами по технологии гравитационного дренажа прогретой нефти с помощью пара. Горизонтальный ствол первой скважины располагают на газонефтяном контакте залежи и используют для закачки водяного пара высокой температуры. Горизонтальный ствол второй скважины располагают ниже середины нефтенасыщенного интервала продуктивного пласта и используют для отбора нагретой нефти. Формирование парогазоводяной смеси над газонефтяным контактом обеспечивает низкую фазовую проницаемость для газа газовой шапки. Технический результат заключается в исключении возможности прорыва газа через газонефтяной контакт в горизонтальный ствол добывающей скважины и в повышении коэффициента нефтеотдачи залежи высоковязкой нефти. 2 ил.

Description

Изобретение относится к области добычи высоковязкой нефти газонефтяных месторождений, имеющих газовую шапку.

Заявляемый способ рассматривает добычу пластовой высоковязкой нефти с помощью снижения ее вязкости по технологии SAGD - гравитационного дренажа прогретой нефти с помощью пара. Технология может быть использована в нефтяных компаниях, ведущих разработку месторождения высоковязкой нефти.

Существуют нефтегазоконденсатные месторождения, содержащие в продуктивном пласте высоковязкую нефть, подошвенные воды и газовую шапку в верхней части пласта. Примером может служить низкотемпературная газонефтяная залежь Мессояхского газонефтяного месторождения. Эффективная эксплуатация этого сложного объекта нефтедобычи затруднена не только высокой вязкостью пластовой нефти, но и прорывами газа из газовой шапки в перфорационные отверстия горизонтальных скважин, расположенных ниже - в нефтенасыщенном интервале пласта.

Добычу высоковязкой нефти из пласта осуществляют известными методами, например, путем постоянной закачки теплового агента в пласт через одну скважину, снижения вязкости нефти и ее добычи с помощью глубинного насоса другой скважины. В заявке рассматриваются технологии, в которых используют две скважины с горизонтальными стволами значительной длины (200-1000 м и более).

Известен способ разработки месторождения с газовой шапкой и низкой пластовой температурой по патенту РФ на изобретение № 2537721 (опубл. 10.01.2015, бюл. № 1). По патенту предложено в зону газовой шапки строительство скважин и закачку в них холодной воды для дальнейшего формирования газогидратных соединений и исключения порыва газа в нефтяную часть залежи при организации скважинной добычи нефти. Способ не обеспечивает эффективную разработку нефтенасыщенного интервала пласта, так как закачка холодной воды приведет к определенному снижению температуры и нефтяной части залежи, которая изначально имела пониженную температуру, и, как следствие, повышенную вязкость.

Известна технология SAGD (гравитационный дренаж прогретой нефти с помощью пара), когда закачку в пласт вытесняющего агента в виде водяного пара высокой температуры (свыше 200°С) производят через вышерасположенный горизонтальный ствол паронагнетатательной скважины, а отбор нефти ведут через горизонтальный ствол добывающей скважины, расположенной ниже по вертикали на расстоянии 4-6 м. От зоны закачки теплового агента в сторону зоны отбора нагретой нефти пониженной вязкости образуется паровая камера, которая со временем расширяется, обеспечивая высокий коэффициент нефтеотдачи пласта. Технология SAGD широко используется в мировой практике, а опыт применения технологии в Российской Федерации описан в книге: Сборник докладов научно-технической конференции, посвященной 60-летию ТатНИПИнефть ПАО «Татнефть». - Набережные Челны: «Экспозиция Нефть Газ», 2016. - 460 с. (статьи по этой теме приведены на страницах: 196-203 и 332-340).

Технология SAGD успешно используется на залежах высоковязкой нефти с малым газосодержанием, не имеющих газовой шапки. Использование этой технологии без адаптации к отличительным особенностям месторождений нефти с газовой шапкой приведет к прорывам газа как более подвижного флюида из газовой шапки в сторону горизонтального ствола (ГС) нефтедобывающей скважины, находящейся в подошвенной части пласта. Наиболее вероятные зоны прорыва газа - это области границы между паровой камерой с нагретой нефтью и водяным паром в верхней части нефтенасыщенного интервала пласта и нефтью, неподверженной тепловому воздействию и находящейся вокруг паровой камеры. Прорывы газа сверху вниз приводят к прогрессирующему снижению фазовой проницаемости пласта по жидкой фазе, в первую очередь по нефти и, как результат, - к низкой выработке пласта.

Наиболее близким по технической сущности заявляемого изобретения является изобретение по патенту РФ № 2646151 Способ разработки залежи высоковязкой нефти (опубл. 01.03.2018, бюл. № 7). По прототипу нижележащие ГС по добыче нефти должны быть смещены относительно горизонтальных стволов по закачке пара на половину расстояния между стволами по закачке пара. Такое смещение по горизонтали расширяет треугольную форму паровой камеры до формы трапеции и, в конечном счете, ведет к повышению нефтеотдачи до 10% процентов. Усовершенствованная технология SAGD также неприменима для разработки залежи высоковязкой нефти (ВВН), имеющей газовую шапку из-за прорыва газа в нефтедобывающие скважины между формирующимися паровыми камерами соседних горизонтальных скважин по закачке пара высокой температуры.

Технической задачей по изобретению является разработка способа добычи высоковязкой нефти из залежи, имеющей газовую шапку путем снижения вязкости нефти. Технический результат - исключение возможности прорыва газа через газонефтяной контакт в горизонтальный ствол добывающей скважины, повышение коэффициента нефтеотдачи залежи высоковязкой нефти

Техническая задача достигается тем, что по способу скважинной добычи высоковязкой нефти из залежи нефти с газовой шапкой, состоящему из закачки водяного пара с температурой не менее 200°С в вышерасположенный по вертикали горизонтальный ствол скважины и отбора нефти из нижерасположенного по вертикали горизонтального ствола скважины, согласно изобретению горизонтальный ствол для закачки водяного пара располагают на газонефтяном контакте, а горизонтальный ствол для отбора нагретой нефти располагают ниже середины нефтенасыщенного интервала продуктивного пласта.

Схема реализации способа приведена на фиг. 1, где обозначены позициями: 1 - газовая шапка пласта, 2 - нефтенасыщенная часть пласта, 3 - водонасыщенная часть пласта, 4 - газонефтяной контакт, 5 - водонефтяной контакт, 6 - скважина с горизонтальным стволом для закачки пара, 7 - скважина с горизонтальным стволом для отбора нагретой нефти, 8 - искусственный экран из парогазоводяной смеси, 9 - паровая камера с нагретой нефтью.

На фиг. 2 приведена схема взаимного расположения ГС скважин 6 и 7 на поперечном разрезе продуктивного пласта. Здесь же дополнительно изображена паровая камера 9 с нагретой нефтью к моменту достижения расширяющейся паровой камеры горизонтального ствола скважины 7.

Предлагаемый способ добычи нефти осуществляется следующим образом.

1. В зону газонефтяного контакта 4 располагают методом бурения горизонтальный ствол скважины 6. Длина ГС зависит от геологического строения пласта, возможности проведения буровых работ и проектных решений по разработке газонефтяной залежи.

2. В нижней части нефтенасыщенной зоны пласта 2 над водонефтяным контактом 5 располагают второй - нижележащий горизонтальный ствол 7 с функцией отбора нефти.

3. В верхний ГС скважины 6 закачивают пар с температурой не менее 200°С в течение длительного времени - до тех пор, пока в объеме нефтенасыщенного интервала пласта между двумя ГС не образуется объемная паровая камера 9 по всей длине горизонтального ствола с сечением в виде треугольника или трапеции.

4. После прогрева пласта и достижения паровой камерой 9 нижнего горизонтального ствола скважины 7 и, как следствие, снижения вязкости нефти в несколько раз, в скважину 7 спускают насос, как правило электроцентробежный, и откачивают прогретую нефть на поверхность в систему нефтесбора.

5. Закачку пара в скважину 6 и отбор нефти из скважины 7 ведут до достижения нефтеотдачи пласта 50% и более при сохранении экономической рентабельности процесса закачки пара.

Закачка водяного пара в зону газонефтяного контакта 4 через горизонтальный ствол скважины 6 определяет формирование над паровой камерой 9 искусственного экрана 8 из парогазоводяной смеси. Водяной пар под действием силы избыточного давления поднимается выше ГС скважины 6 и проникает в газонасыщенную область залежи, имеющей низкую температуру. Водяной пар охлаждается и конденсируется, образуя с газообразными углеводородами устойчивую парогазоводяную смесь с четочной структурой насыщения капилляров порового пространства. Сформированный над газонефтяным контактом 4 экран из парогазоводяной смеси характеризуется низкой фазовой проницаемостью для газа газовой шапки 1, что исключает прорыв газа газовой шапки к горизонтальному стволу скважины для отбора нефти.

Предложенный способ добычи высоковязкой нефти из залежи нефти с газовой шапкой решает поставленную техническую задачу с достижением положительного результата и может быть реализован в нефтяных компаниях.

Claims (1)

1. Способ скважинной добычи высоковязкой нефти из залежи нефти с газовой шапкой, включающий закачку водяного пара с температурой не менее 200°С в вышерасположенный по вертикали горизонтальный ствол скважины и отбор нефти из нижерасположенного по вертикали горизонтального ствола скважины, отличающийся тем, что горизонтальный ствол для закачки водяного пара располагают на газонефтяном контакте, а горизонтальный ствол для отбора нагретой нефти располагают ниже середины нефтенасыщенного интервала продуктивного пласта.

Images