RU2784138C1 - Способ закачки бинарных смесей в пласт - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - использование бокового горизонтального ствола, строящегося из уже существующей скважины, сокращение расхода компонентов бинарной смеси. Способ закачки бинарных смесей в пласт включает определение нефтенасыщенной толщины пласта, проницаемости пласта, начальных пластовых давления и температуры, строительство скважины с горизонтальным стволом. Из указанной скважины производят строительство второго бокового горизонтального ствола, располагаемого в пласте выше первого горизонтального ствола, на расстоянии, обеспечивающем гидравлическое сообщение стволов. Горизонтальные стволы разобщают с расположением в скважине оборудования для одновременно раздельной эксплуатации. Определяют плотности компонентов бинарной смеси. Сначала закачивают менее плотный компонент бинарной смеси – водный раствор нитрата аммония через нижний горизонтальный ствол скважины, продавливают буферной жидкостью со снижением уровня жидкости откачкой в боковом верхнем горизонтальном стволе ниже пластового давления. Затем в боковом верхнем горизонтальном стволе поднимают давление закачкой буферной жидкости по затрубью лифтовых труб и осуществляют технологическую выдержку. Затем закачивают более плотный компонент бинарной смеси – водный раствор нитрита щелочного металла через боковой верхний горизонтальный ствол скважины под давлением, обеспечивающим гравитационное стекание вниз как минимум 60 об.% второго компонента под действием силы тяжести до достижения требуемого интервала между горизонтальными стволами. Затем в нижнем горизонтальном стволе скважины поднимают давление закачкой буферной жидкости по лифтовой трубе в пласт и осуществляют технологическую выдержку. 1 пр.

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может использоваться для эффективной закачки бинарных смесей в продуктивный пласт.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума (патент RU №2706154, МПК Е21В 43/24, Е21В 43/22, Е21В 07/04, Е21В 47/06, опубл. 14.11.2019 Бюл. №32), включающий строительство горизонтальной добывающей и как минимум двух вертикальных нагнетательных скважин, размещенных над горизонтальной добывающей скважиной на одной плоскости выше ствола горизонтальной добывающей скважины на 5-10 м по сетке с расстоянием от 50 до 200 м друг от друга, перфорацию вертикальных нагнетательных скважин по всему интервалу продуктивного пласта, оснащение горизонтальной добывающей скважины датчиками температуры, закачку рабочего агента в вертикальные нагнетательные скважины, контроль температуры в горизонтальной добывающей скважине, регулирование равномерного прогрева пласта и отбор продукции из горизонтальной добывающей скважины, изоляцию забоя вертикальных нагнетательных скважин, причем перед строительством скважин определяют нефтенасыщенную толщину пласта, проницаемость пласта, начальные пластовые давление и температуру, до перфорации осуществляют изоляцию забоя вертикальных нагнетательных скважин, затем производят перфорацию вертикальных нагнетательных скважин, обеспечивающую закачку рабочего агента в направлении навстречу друг другу, дополнительно оснащают горизонтальную добывающую скважину устройствами для контроля давления в скважине и пласте, а вертикальные нагнетательные скважины - устройствами для контроля температуры и давления в скважине и пласте, в качестве рабочего агента используют два водных раствора веществ, образующих при смешивании друг с другом в области смешения бинарную смесь с выделением энергии, при этом водные растворы закачивают одновременно раздельно в чередующиеся вертикальные нагнетательные скважины в течение 2-12 ч равномерными потоками, контролируют температуру и давление в горизонтальной добывающей и вертикальных нагнетательных скважинах, регулируют перемещение области смешения от ствола одной вертикальной нагнетательной скважины к стволу другой изменением давления закачки.

Недостатками данного способа являются узкая область применения из-за возможности использования только для разработки залежи высоковязкой нефти или битума, большие непроизводственные затраты из-за необходимости бурения как минимум двух вертикальных скважин с перфорацией в нефтеносной части пласта, которая имеет ограниченный интервал в вертикальной плоскости, что затрудняет закачку больших объемов реагентов, при этом эффективно соединяются в пласте не более 20% бинарных смесей над горизонтальной добывающей скважиной, что приводит к не рентабельному использованию реагентов.

Известен способ закачки бинарных смесей в пласт (патент RU №2742090, МПК Е21В 43/22, опубл. 02.02.2021 Бюл. №4), включающий определение нефтенасыщенной толщины пласта, проницаемости пласта, начальных пластовых давления и температуры, строительство минимум двух скважин с параллельными стволами в пласте и гидравлически сообщенных между собой, закачку отдельных компонентов бинарной смеси в соответствующие близлежащие скважины в направлении навстречу друг другу до их смешения между собой с получением бинарной смеси, причем перед закачкой также определяют основное направление распространения трещин при гидроразрыве пласта, стволы в пласте строят горизонтальные с направлением поперек основного направления распространения трещин в пласте, гидравлическое сообщение между скважинами обеспечивается гидроразрывами пласта в горизонтальных стволах скважины, после определения требуемого интервала закачки бинарного состава закачку компонентов близлежащих скважин производят последовательно, сначала закачивают первый компонент через одну из скважин, продавливая буферной жидкостью, со снижением уровня жидкости откачкой во второй ниже пластового давления, первый компонент закачивают до достижения по трещинам требуемого интервала пласта между стволами скважин, после чего во второй скважине поднимают давление для выдавливания первого компонента из трещин в пласт, а после технологической выдержки, обеспечивающей равномерное распределение первого компонента в интервале пласта и выравнивание в этом интервале пластового давления, далее снижают уровень жидкости откачкой в первой скважине ниже пластового давления, а второй компонент закачивают через вторую скважину до достижения по трещинам требуемого интервала, после чего в первой скважине поднимают давление для выдавливания второго компонента из трещин в пласт, а после технологической выдержки, обеспечивается равномерное распределение второго компонента со смешением и взаимодействием его с первым компонентом в интервале пласта.

Недостатками данного способа являются большие материальные затраты на строительство как минимум двух горизонтальных скважин, при этом эффективно соединяются в пласте не более 35% бинарных смесей между горизонтальными скважинами из-за возможности оттока компонентов в противоположную сторону от скважины со вторым компонентом бинарной смеси, что приводит к не рентабельному использованию компонентов бинарной смеси.

Технической задачей предполагаемого изобретения является создание способа закачки бинарных смесей в пласт, позволяющего снизить затраты на строительство параллельных горизонтальных стволов за счет использования одного бокового ствола в качестве горизонтального, строящегося из уже существующей скважины, повысить экономию компонентов бинарной смеси для повышения рентабельности.

Техническая задача решается способом закачки бинарных смесей в пласт, включающим определение нефтенасыщенной толщины пласта, проницаемости пласта, начальных пластовых давления и температуры, строительство скважины с горизонтальным стволом, закачку компонентов бинарной смеси, технологическую выдержку.

Новым является то, что из скважины с горизонтальным стволом производят строительство второго бокового горизонтального ствола, располагаемого в пласте выше первого горизонтального ствола, на расстоянии, обеспечивающем гидравлическое сообщение стволов, горизонтальные стволы разобщают с расположением в скважине оборудования для одновременно раздельной эксплуатации, перед закачкой компонентов бинарной смеси определяют их плотности, сначала закачивают менее плотный компонент бинарной смеси в виде водного раствора нитрата натрия через нижний горизонтальный ствол скважины, продавливают буферной жидкостью со снижением уровня жидкости откачкой в боковом верхнем горизонтальном стволе ниже пластового давления, затем в боковом верхнем горизонтальном стволе поднимают давление закачкой буферной жидкости по затрубью лифтовых труб для выдавливания менее плотного компонента бинарной смеси в пласт для более широкого охвата, после осуществляют технологическую выдержку, обеспечивающую равномерное распределение менее плотного компонента бинарной смеси в интервале пласта и выравнивание в этом интервале пластового давления, потом закачивают более плотный компонент бинарной смеси в виде водного раствора солей на основе щелочных металлов через боковой верхний горизонтальный ствол скважины под давлением, обеспечивающим гравитационное стекание вниз как минимум 60 об.% второго компонента под действием силы тяжести до достижения требуемого интервала между горизонтальными стволами, после чего в нижнем горизонтальном стволе скважины поднимают давление закачкой буферной жидкости по лифтовой трубе в пласт для более широкого охвата пласта и смешения там с первым компонентом, после осуществляют технологическую выдержку, обеспечивается равномерное распределение второго компонента со смешением и взаимодействием его с первым компонентом в интервале пласта.

Способ закачки бинарных смесей в пласт реализуется в следующей последовательности.

Продуктивный пласт перед началом эксплуатации разбуривается разведывательными скважинами с отбором кернов и проведением геофизических исследований, по которым определяют нефтенасыщенную толщину пласта, проницаемости пласта, начальные пластовое давление и температуру. Производят строительство скважины с горизонтальным стволом, располагаемым в пласте. Строят второй ствол из первой скважины в виде бокового горизонтального ствола, располагаемого в пласте выше первого - нижнего горизонтального ствола. Причем оба ствола строят на расстоянии друг о друга, чтобы быть гидравлически сообщены между собой. Горизонтальные стволы разобщают между собой (например, пакером) с расположением в скважине оборудовании для одновременно раздельной эксплуатации. Предварительно определяют их плотности компонентов, и скорость движения в керне более плотного компонента и давления закачки, при котором не менее 60% отклонялось вниз под действием силы тяжести в продуктивном пласте. При необходимости закачки бинарного состава в пласт (для изоляции водопритоков, прогрева пласта, увеличения или снижения проницаемости и/или т.п.) интервал обработки (интервал водопритока, зона прогрева и т.п.) определяют геофизическими исследованиями. Исходя из необходимого объема закачки (для получения водоизоляционного экрана, объема зоны прогрева) и типа бинарного состава с учетом потерь (определяется эмпирическим путем для выбранного пласта) определяют необходимый объем для закачки каждого компонента в пласт. Эмпирическим путем и/или гидродинамическими расчетами (например, при помощи программного продукта STARS CMG, ROXAR или т.п.) определяют временные интервалы и давления для закачки каждого компонента в требуемый интервал, а также технологической выдержки для каждого компонента. Закачку компонентов близлежащих скважин производят последовательно, сначала менее плотный компонент закачивают первым через нижний ствол (по лифтовым трубам, герметично проходящим через проходной пакер), продавливая буферной жидкостью, со снижением уровня жидкости откачкой (по второй лифтовой трубе с насосом) в боковом горизонтальном стволе ниже пластового давления для обеспечения направления максимального количества первого компонента в сторону бокового ствола до достижения требуемого интервала пласта между стволами скважин. После чего в боковом столе поднимают давление (закачкой буферной жидкости по затрубью лифтовых труб) для выдавливания первого компонента в пласт для более широкого охвата, а после технологической выдержки, обеспечивающей равномерное распределение первого компонента в интервале пласта и выравнивание в этом интервале пластового давления. Потом второй - более плотный компонент через боковой горизонтальный ствол под давлением закачки, обеспечивающим гравитационного стекания вниз как минимум 60% второго компонента под действием силы тяжести до достижения требуемого интервала между горизонтальными стволами. После чего в первом стволе скважины поднимают давление (закачкой буферной жидкости по первой лифтовой трубе) в пласт для более широкого охвата пласта и смешения там с первым компонентом, а после технологической выдержки, обеспечивается равномерное распределение второго компонента со смешением и взаимодействием его с первым компонентом в интервале пласта. По завершению реакции и полного сформирования бинарной смеси, давление в первом и во втором стволах скважины сбрасывают и продолжают эксплуатацию в их в прежнем режиме (для добычи нефти или газа).

Примеры конкретного выполнения.

Сводовую часть залежи бобриковского горизонта, сложенной терригенным типом коллектора, залегающей на глубине 1190 м разбурили по рядной сетке четырьмя горизонтальными скважинами, горизонтальные стволы длиной 150±20 м которых расположены в пласте на расстоянии 200±15 м, отклонения связаны с погрешностью при бурении. Свойства продуктивного пласта определили по исследованию керна и геофизическим исследованиям, проведенным в разведочных скважинах. По свойствам продуктивный пласт неоднородный: толщина меняется в пределах: 12,5-14 м; пористость - 19,5-22,4%: проницаемость - 0,05-1,2 мкм². Вязкость нефти в пластовых условиях 22 мПа⋅с. После запуска скважин в работу выяснилось, что расчетная продуктивность не получена. Проведенные гидродинамические исследования показали сокращение зон дренирования и ухудшение коллекторских свойств в направлении кровли пласта. Произвели бурение боковых горизонтальных стволов, используя вертикальную часть стволов ранее пробуренных горизонтальных скважин, параллельно над ранее пробуренными горизонтальными стволами расстоянии 25-30 м, отклонения связаны с погрешностью при бурении. В двух скважинах, в которых отсутствовала гидродинамическая связь, между верхними и нижними горизонтальными стволами скважин установили гидравлическую связь при помощи многостадийного гидравлического разрыва пласта (ГРП) в каждой. На способы проведения ГРП авторы не претендуют. Образованные при ГРП трещины имеют проницаемость - 8-10 мкм². В каждую из скважин спустили первые лифтовые трубы с проходным пакером, который установили между боковым горизонтальным стволом и нижним горизонтальным стволом в не вскрытой перфорацией части эксплуатационной колонны. Затем для размещения в скважине оборудовании для одновременно раздельной эксплуатации параллельно первым лифтовым трубам спустили вторые лифтовый трубы с насосом, вход которого расположили ниже уровня жидкости, но выше пакера. Для улучшения проницаемости пласта решено использовать бинарный состав, включающий первый, менее плотный компонент - 20% водный раствор нитрата аммония (НА) и второй, более плотный компонент - 25% водный раствор нитрита натрия (НН). Определили, что необходимо для закачки первого компонента 270 м³, а второго - 252 м³, а давление закачки второго компонента не должно превышать 1,5 МПа, при котором не менее 60% отклонялось вниз под действием силы тяжести в продуктивном пласте. Через нижний горизонтальный ствол закачивали по первым лифтовым трубам менее плотный первый компонент - раствор НА с расходом 4 м³/сут под давлением 1,3 МПа. При этом в боковом стволе отбором насоса снизили давление с 0,9 МПа до 0,6 МПа, обеспечивая подъем более 60% первого компонента в сторону бокового ствола. После закачки 270 м³ раствора НА в пласт (в том числе и в трещины ГРП) во втором стволе закачкой по затрубью лифтовых труб повысили давление закачкой по лифтовым трубам минеральной воды плотностью 1,15 г/см³ до 1,3 МПа. После суммарной закачки минеральной воды 270 м³ и вытеснения первого компонента в пласт закачку прекратили без сброса давления, выдержали под давлением два часа для обеспечения равномерного распределения и более широкого распределения между стволами скважины первого компонента в интервале пласта и выравнивания в этом интервале пластового давления. После чего по затрубью лифтовых труб в верхний боковой горизонтальный ствол закачали 252 м³ второго - более плотного компонента с расходом 3,5 м³/сут при давлении 1,5 МПа с добавлением 0,1% водного раствора карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ) в соотношении 100 к 1 для замедления реакции с первым компонентом на время закачки второго компонента в пласт (для лучшего смешения компонентов до инициации химической реакции). Для замедления реакции могут использоваться нейтральные к компонентам бинарной смеси поверхностно-активные вещества и гелевые составы. После чего в нижнем горизонтальном стволе скважины подняли давление закачкой буферной жидкости по первым лифтовым трубам в пласт до 1,5 МПа для более широкого охвата пласта и смешения там с первым компонентом. По завершению химической реакции и полного расформирования бинарной смеси, давление в первом и во втором стволах горизонтальной скважины сбросили и продолжали эксплуатацию в режиме в соответствии с достигнутой продуктивностью. Аналогичные технические операции проведены на всех скважинах участка.

Как показали геофизические исследования во всех скважинах в реакции учувствовало 50-60% компонентов бинарной смеси. При этом стоимость строительства бокового ствола из уже существующей скважины в 2-3 раза меньше, чем строительство новой горизонтальной скважины. То есть по сравнению с наиболее близким аналогом затраты на строительство скважин снизились в 2-3 раза, а затраты на реагенты в 1,5-2 раза.

Предлагаемый способ закачки бинарных смесей в пласт позволяет снизить затраты на строительство параллельных горизонтальных скважин за счет использования одного бокового ствола в качестве горизонтального, строящегося из уже существующей скважины, повысить экономию компонентов в 1,5-2 раз бинарной смеси для повышения рентабельности.

Пример конкретного выполнения.

Разрабатывают нефтяную залежь с карбонатным коллектором со следующими характеристиками: глубина продуктивного пласта 1250 м, пластовая температура 26°С, начальное пластовое давление 13 МПа, пористость 5-18%, проницаемость 0,02-0,60 мкм², нефтенасыщенность 70-75%, глинистость 0-4%, эффективная толщина 15-25 м. Нефть залежи имеет плотность 0,864 г/см³, вязкость нефти в пластовых условиях 48 мПа⋅с. Залежь разрабатывают редкой сеткой вертикальных скважин с основной сеткой 500×700 м. В ходе разработки достигнутая нефтеотдача в 6% не соответствует проектным значениям. Дебиты скважин быстро снижаются каждый год на 40-60% от первоначального, средний дебит составляет около 2 т/сут. при обводненности 30%. Скважины работают на уровне рентабельности. Принято решение провести геолого-технические мероприятия по повышению нефтеотдачи пластов.

В разведочных скважинах был произведен отбор керна и геофизические исследования, выяснилось, что верхняя часть продуктивного пласта, 65-75% от общей толщины, сложен плотными доломитизированными известняками с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) и практически не принимает участие в работе скважины. Проведенные гидродинамические исследования подтвердили, что приток нефти в скважину происходит только с нижней разуплотненной части пласта.

Произвели уплотнение существующей сетки вертикальных скважин бурением горизонтальных скважин, после произвели бурение боковых горизонтальных стволов, используя верхнею часть стволов ранее пробуренных горизонтальных скважин, параллельно над ранее пробуренными горизонтальными стволами расстоянии 2-5 м от кровли продуктивного пласта, отклонения связаны с погрешностью при бурении. Произвели перфорацию верхнего бокового горизонтального ствола направленно по линии плоскости проходящей по кратчайшему расстоянию до нижнего горизонтального ствола. На способы ориентированной перфорации авторы не претендуют. В скважине, в которой отсутствовала гидродинамическая связь, между верхним и нижним горизонтальными стволами скважины установили гидравлическую связь при помощи гидравлического разрыва пласта (ГРП) в каждой. Интервал ГРП в нижнем горизонтальном стволе выбрали по геофизическим исследованиям с наихудшими ФЕС, а интервал ГРП верхнем горизонтальном стволе по линии плоскости минимального расстояния между горизонтальными стволами скважины. На способы проведения ГРП авторы не претендуют. Проницаемость образованных при ГРП трещин составила 6-8 мкм². В ствол скважины спустили первые лифтовые трубы с проходным пакером, который установили между боковым горизонтальным стволом и нижним горизонтальным стволом в не вскрытой перфорацией части эксплуатационной колонны. Затем для размещения в скважине оборудовании для одновременно раздельной эксплуатации параллельно первым лифтовым трубам спустили вторые лифтовый трубы с насосом, вход которого расположили ниже уровня жидкости, но выше пакера. Для увеличения зоны дренирования между верхним горизонтальным и нижним горизонтальным стволами решено использовать бинарный состав, включающий первый, менее плотный компонент - 55% водный раствор нитрата аммония (НА) и второй, более плотный компонент - 65% водный раствор нитрита калия (НК). На состав бинарной смеси авторы не претендуют. Экспериментальным путем с закачкой инертных жидкостей с плотностью равной плотности растворов бинарной смеси, определили, что необходимо для закачки первого компонента 152 м³, при давлении закачки 17 МПа, а второго - 183 м³, а давление закачки второго компонента не должно превышать 16 МПа, при котором не менее 60% отклонялось вниз под действием силы тяжести в продуктивном пласте. Через нижний горизонтальный ствол закачивали по первым лифтовым трубам менее плотный первый компонент - раствор НА. Одновременно в боковом стволе отбором насоса снизили давление с 13 МПа до 0,8 МПа, обеспечивая подъем не менее 60% первого компонента в сторону бокового ствола. После закачки 152 м³ раствора НА в пласт (в том числе и в трещины ГРП) по этим же лифтовым трубам произвели закачку 80 м³ минеральной воды плотностью 1,16 г/см³ с давлением до 1,8 МПа, и продавили раствор НА до середины расстояния между горизонтальными стволами. После закачки минеральной воды насосы остановили без сброса давления, выдержали под давлением пять часов для выравнивания пластового давления и дополнительного подъема первого компонента в сторону верхнего ствола и равномерного распределения между стволами скважины первого компонента в интервале пласта. После чего по затрубью лифтовых труб в верхний боковой горизонтальный ствол закачали 10 м³ водного раствора карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ) в соотношении 100:1 для замедления реакции с первым компонентом на время закачки второго компонента НК в пласт (могут быть использованы любые нейтральные к компонентам бинарной смеси поверхностно-активные вещества и гелевые составы, со сроком распадения равным времени закачки второго компонента), затем закачали 183 м³ второго - более плотного компонента НК при давлении 15 МПа. Далее второй компонент продавили в пласт закачкой пресной воды в объеме 30 м³ и давлением, не превышающим 16 МПа. По завершению химической реакции и полного расформирования бинарной смеси, давление в первом и во втором стволах горизонтальной скважины сбросили и продолжали эксплуатацию с системой одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) из верхнего и нижнего горизонтальных стволов. В результате прирост добычи продукции пласта составил 11%.

Claims (1)

1. Способ закачки бинарных смесей в пласт, включающий определение нефтенасыщенной толщины пласта, проницаемости пласта, начальных пластовых давления и температуры, строительство скважины с горизонтальным стволом, закачку компонентов бинарной смеси, технологическую выдержку, отличающийся тем, что из скважины с горизонтальным стволом производят строительство второго бокового горизонтального ствола, располагаемого в пласте выше первого горизонтального ствола, на расстоянии, обеспечивающем гидравлическое сообщение стволов, горизонтальные стволы разобщают с расположением в скважине оборудования для одновременно раздельной эксплуатации, перед закачкой компонентов бинарной смеси определяют их плотности, сначала закачивают менее плотный компонент бинарной смеси – водный раствор нитрата аммония через нижний горизонтальный ствол скважины, продавливают буферной жидкостью со снижением уровня жидкости откачкой в боковом верхнем горизонтальном стволе ниже пластового давления, затем в боковом верхнем горизонтальном стволе поднимают давление закачкой буферной жидкости по затрубью лифтовых труб для выдавливания менее плотного компонента бинарной смеси в пласт для более широкого охвата, после осуществляют технологическую выдержку, обеспечивающую равномерное распределение менее плотного компонента бинарной смеси в интервале пласта и выравнивание в этом интервале пластового давления, потом закачивают более плотный компонент бинарной смеси – водный раствор нитрита щелочного металла через боковой верхний горизонтальный ствол скважины под давлением, обеспечивающим гравитационное стекание вниз как минимум 60 об.% второго компонента под действием силы тяжести до достижения требуемого интервала между горизонтальными стволами, после чего в нижнем горизонтальном стволе скважины поднимают давление закачкой буферной жидкости по лифтовой трубе в пласт для более широкого охвата пласта и смешения там с первым компонентом, после осуществляют технологическую выдержку, обеспечивается равномерное распределение второго компонента со смешением и взаимодействием его с первым компонентом в интервале пласта.