Способ разработки залежи высоковязкой нефти

(51) 21 43/00 (2006.01) КОМИТЕТ ПО ПРАВАМ ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ МИНИСТЕРСТВА ЮСТИЦИИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ИННОВАЦИОННОМУ ПАТЕНТУ Способ разработки залежи высоковязкой нефти,включающий бурение вертикальных нагнетательных скважин, вертикальных и горизонтальных добычных скважин, осуществление периодической закачки теплоносителя через нагнетательные скважины до его прорыва в вертикальные добычные скважины, подачу вытесняющего агента в скважины под давлением,отличающийся тем, что вертикальные добычные скважины бурят параллельно друг другу по середине залежи от границы до пониженного участка в высоковязком нефтебитуминозно-парафинистом породном массиве, а вертикальные нагнетательные скважины располагают из-под продуктивного пласта и в них опускают насосно-компрессорные трубы с хвостовиками, через них осуществляют подачу горячего воздуха и вытесняющего агента. Рациональное размещение параллельно друг другу вертикальных добычных скважин по середине от границы залежи до пониженного участка в породном массиве и вертикальных скважин, заканчивающихся горизонтальными хвостовиками под продуктивном пластом, позволяет-повысить коэффициент охвата пласта и нефтеотдачу высоковязкой нефтебитумной парафинистой нефти в 1,5-2 раза,-сократить капитальные затраты на бурение скважин и установку, эксплуатацию технологического оборудования в 2 раза по сравнению с известным способом.(72) Кадырсизов Нурмухамет Орынгожин Ерназ Советович Молдабаева Гульназ Жаксылыковна Аймаков Асан Ержанович(73) Дочернее государственное предприятие на праве хозяйственного ведения Институт горного дела им. Д.А. Кунаева Республиканского государственного предприятия Национальный центр по комплексной переработке минерального сырья Республики Казахстан(54) СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ(57) Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений с применением тепла, в частности к добыче высоковязкой более 3-4 парафинистой нефти и может быть использовано в скважинах с глубиной более 1000 м, с открыты забоем,при невысокой пластовой температуре до 40 С. Задача-повышение эффективности способа разработки залежи за счет рационального размещения скважин в продуктивном пласте и исключение образования смолобитумных парафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах. 21724 Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений с применением тепла, в частности к добыче высоковязкой более 3-4 парафинистой нефти и может быть использовано в скважинах с глубиной более 1000 м, с открытым забоем, при невысокой пластовой температуре до 40 С. Известен способ теплового воздействия на пласт,включающий закачку теплоносителя в нагнетательные скважины,пароциклическую обработку добывающих скважин и отбор нефти из них, где при различных системах размещения скважин для нагнетания пара используются вертикальные скважины, а для отбора нефти вертикальные и горизонтальные скважины (Патент США,4662441, кл. В 21 В 43/24, 1996). Недостатком способа является образование песка-парафинистой отложений на внутренней поверхности подъемных труб и отсутствие условий,препятствующих отложению песка-парафина. В последующем происходит выпадение песка содержащих парафинистых образований и их коагуляция по стенкам насосно-компрессорной трубы в колоннах и одновременно снижается производительность насосной установки и/или отказ установки. Наиболее близким по технической сущности и получаемому результату к предлагаемому решению,является способ разработки залежи высоковязкой нефти,включающий бурение вертикальных нагнетательных скважин,вертикальных и горизонтальных добычных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины,добычу пластовых флюидов через добычные скважины. При этом горизонтальные скважины располагают вдоль рядов вертикальных добычных скважин на минимальном расстоянии от их забоев. Одновременно с закачкой теплоносителя через нагнетательные вертикальные скважины осуществляют периодическую закачку теплоносителя через горизонтальные скважины до его прорыва в вертикальные добычные скважины. Затем подают вытесняющий агент в вертикальные скважины под давлением, достаточным для выноса песка,а через горизонтальные скважины осуществляют отбор песка и пластового флюида(Патент РФ,2062865, Е 21 В 43/ 00, 1991). Недостатком прототипа является то, что размещение нагнетательных-вертикальных, добычных вертикальных и горизонтальных скважин,длиной 200 м является нерациональным большие расстояния между ними влекут значительные капитальные затраты на бурение скважин и на установку и эксплуатацию технологического оборудования. Также происходит образование отложений парафина на внутренней поверхности насоснокомпрессорных подъемных труб в добычных скважинах. Задача - повышение эффективности способа разработки залежи за счет рационального размещения скважин в продуктивном пласте и исключение образования смолобитумных 2 парафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах. Сущность способа разработки залежи высоковязкой нефти, включающем бурение вертикальных нагнетательных скважин, осуществление периодической закачки теплоносителя через нагнетательные скважины до его прорыва в вертикальные добычные скважины,подачу вытесняющего агента в скважины под давлением,при этом вертикальные добычные скважины бурят параллельно друг другу по середине залежи от границы до заниженного участка в высоковязком нефтебитуминозно-парафинистом породном массиве, а вертикальные нагнетательные скважины располагают из-под продуктивного пласта и в них опускают насосно-компрессорные трубы с хвостовиками, через них осуществляют подачу горячего воздуха и вытесняющего агента. Рациональное размещение параллельно друг другу вертикальных добычных скважин по середине от границы залежи до пониженного участка в породном массиве и вертикальных скважин,заканчивающихся горизонтальными хвостовиками,под продуктивном пластом, позволяет- повысить коэффициент охвата пласта и нефтеотдачу высоковязкой нефтебитумной парафинистой нефти в 1,5-2 раза,- сократить капитальные затраты на бурение скважин и установку, эксплуатацию технологического оборудования в 2 раза по сравнению с известным способом. Способ осуществляется следующим образом. На фиг. представлена схема расположения добычные и нагнетательные скважины. Вначале, месторождение с целью разведки разбуривается вертикальными скважинами. После уточнения строения пласта и проведения необходимых гидродинамических исследований готовят паспорт размещения сетки скважин, с целью вовлечения в разработку всех участков залежи. Определяют размер и мощность (5-10 м),динамическая вязкость (10 МПаС), плотность(0,825-0,990 г/см 3), в условиях низких температур 40-45 С продуктивного пласта. Бурят вертикальные добычные скважины параллельно друг другу на равных расстояниях от границы пласта до пониженного участка пласта в нефтебитуминознопарафинистом породном массиве по сетке 100100 м. Размещают в них насосно-компрессорные обсадные трубы 1-3 и шесть вертикальных нагнетательных скважин,заканчивающихся горизонтальными хвостовиками 4-9 на минимальном расстоянии от забоев (на фиг. показана пунктиром). Эти нагнетательные горизонтальные скважины имеют увеличенную глубину под продуктивный пласт с расстоянием 25 м и располагают по направлению к добычной скважине. В них спускают трубы с горизонтальными хвостовиками для подачи теплоносителя и вытеснителя. Этим создается нефтяной затвор и ловушки для сбора нефти, повышается коэффициент охвата пласта. Такое размещение скважин способствует более полному вытеснению и добыче 21724 залежи высоковязкой нефтебитумной парафинистой нефти. Осуществляют непрерывную закачку горячего воздуха(1-этап),при 100-110 С через нагнетательные скважины с горизонтальными хвостиками 4-9 в течение 15-20 суток. При этом высоковязкой нефтяной залежи на поверхности горных пород под давлением 0,1-0,2 МПа резкого удара горячем воздухом, разрушаются отложения в смолобитумно-парафинистой нефтяной залежи и образуются каналы расплавления, снижается вязкость и повышается подвижность нефтебитумной парафинистой нефти в забойной зоне радиусом воздействия до 20 м.Затем происходит прорыв горячего воздуха в добывающему скважину. В результате применения тепловых методов воздействия, нефтяной пласт приобретает текучесть,интенсивный приток жидкости стекает в наиболее пониженные участки, т.е. в сторону добывающих скважин и одновременно начинается добыча жидкой расплавленной нефтебитуминозно- парафинистой нефти при 80-85 С через насосно-компрессорные трубы 1-3 в вертикальных добычных скважинах. Период подачи теплоносителя и вытесняющего агента колеблется от 23 до 37 суток, в зависимости от стабильной работы насосного оборудования состоит из 4-х цикла. 1-цикл 10-15 суток, 11-цикл 510 суток,111-цикл 5-7 суток, 1 У-цикл 3-5 суток Процесс повышения температуры призабойной зоны добычных скважин с помощью теплоносителя- горячего воздуха температурой 100-110 С под давлением 0,1-0,2 МПа направлен на расплавление смолобитумно-парафиновых отложений и снижение вязкости нефти в призабойной зоне. Способ вынужденного теплопереноса осуществляют периодической закачкой сжатого горячего воздуха до его прорыва в призабойную зону, радиус его воздействия - до 20 м на глубине менее 1000 м месторождения с высоковязкой нефтью. Температура застывания парафинов 45-53 С, в зависимости от числа углеродных от 14 до 30 атомов в цепочки в различных месторождениях. Процесс добычи высоковязких нефтебитумных парафиновых образований сопровождается их гравитационным осаждением вниз по периферии потока по стенкам трубы, отчего в колонне насоснокомпрессорной трубы образуются парафиновые пробки и одновременно снижается производительность установки. Поэтому температура нагрева в пласте, внутри насосно-компрессорной трубы и в наземных магистральных трубах должна быть не менее 70-80 С. При нагнетании через нагнетательные скважины,пробуренные из-под продуктивного пласта и в них размещение обсадные трубы заканчивающимися горизонтальными хвостовиками 4, 5, 6, 7, 8, 9, и через нагнетают горячего воздуха (при невысокой пластовой температуре до 40 С) с температурой 100-110 С под давлением 0,1-0,2 МПа, в нефтяном пласте в течение 15-17 суток при этом нефть приобретает текучесть и стекает в наиболее пониженные участки пласта, что приводит к повышению коэффициента охвата пласта, уменьшению капиллярных сил сопротивления,препятствующих извлечению нефти из малопроницаемых пропластков и участков, и увеличению коэффициента вытеснения пласта. Одновременно начинается добыча нефти через вертикальные добывающие скважины 1,2,3. После установления равновесия температуры пласта и горячего воздуха,прекращают подачу теплоносителя и подают вытесняющий агент в 4-9 скважины. После снижения температуры пласта до 60 С, вновь возобновляют подачу теплоносителя. В качестве вытесняющего агента применяют 1 раствора тринатрийфосфата (ТНФ), который представляет собой кристаллическое вещество белого цвета, растворимое в воде. Угол смачивания на поверхности воды 1-ным раствором ТНФ равен 0. Расчетный объем вытеснителя - раствора ТНФ определяют в зависимости от объема порового пространства, толщины пласта, водореагентного фактора и необходимого радиуса обработки призабойной зоны пласта. При использовании 1 ного раствора ТНФ обычно исходят из нормы расхода 1 м 3 реагента на 1 м 2 толщины пласта. Количество добываемой нефти зависит от объема вытесняемой и вытесняющей сред. При этом граница раздела между нефтью и вытесняющим агентом при давлении 0,1-0,2 МПа имеет вид полуволн,обращенных выпуклостью к добывающему ряду скважин. При этом пласт представляет собой площадь, разбитую межфазными поверхностями типа горная порода-нефть,горная порода-раствор ТНФ, раствор ТНФ и нефть. Повышение давления и температуры приводит к быстрому прорыву вытесняющей среды к добывающим скважинам. Для повышения эффективности приготовления растворов ТНФ использует специальную диспергирующую установку. При достижении заданной концентрации раствора ТНФ. Последним через расходометр насосом высокого давления закачивают в нагнетательную скважину. В качестве вытесняющего агента и для предотвращения песко-парафинистых отложений(НПО) на внутренней поверхности подъемных труб нагнетают 1 раствор тринатрий фосфата через нагнетательные трубы 4, 5, 6, 7, 8, 9, рН которого равен 8,9 и который является хорошо депрессирующим, деэмульгатором ППО. Величина коэффициента нефтеотдачи в среднем повышается в 1,5-2 раза по сравнению с водой. Нефтевымывающие свойства водных растворов ТПФ можно объяснить следующими причинами лучшим смачиванием поверхности пористой модели пласта (косинус угла смачивания 1-ным раствором ТНФ равен 1), снижением межфазного натяжения на границе раздела нефть-вода, образованием на фронте вытеснения практически нерастворимых кристаллов солей ортофосфата кальция и магния,которые селективно закупоривают каналы,промытые водой, способствуя тем самым выравниванию границы нагнетания воды. 3 21724 Использование заявленного решения позволит не только исключить отложения песка-парафина в стенках добычных труб, но и устранить всякого рода отложения, возникающие при добыче высоковязкой смолобитумно-парафинистой нефти. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ Способ разработки залежи высоковязкой нефти,включающий бурение вертикальных нагнетательных скважин, вертикальных и горизонтальных добычных скважин, осуществление периодической закачки теплоносителя через нагнетательные скважины до его прорыва в вертикальные добычные скважины, подачу вытесняющего агента в скважины бурят параллельно друг другу по середине залежи от границы до пониженного участка в нефтебитуминозно-парафинистом породном массиве, а вертикальные нагнетательные скважины располагают из- под продуктивного пласта и в них опускают насосно-компрессорные трубы с хвостовиками, и через них осуществляют подачу горячего воздуха и вытесняющего агента.