RU2537456C1

RU2537456C1 - Способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием

Info

Publication number: RU2537456C1
Application number: RU2013148287/03A
Authority: RU
Inventors: Илфат Нагимович Файзуллин; Марат Инкилапович Амерханов; Антон Николаевич Береговой; Олег Вячеславович Салимов; Радик Зяузятович Зиятдинов
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority date: 2013-10-29
Filing date: 2013-10-29
Publication date: 2015-01-10

Abstract

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений. Технический результат - повышение эффективности разработки залежи. В способе разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти сначала бурят одну вертикальную добывающую скважину. На расстоянии 30 м от нее бурят наблюдательную скважину, спускают в наблюдательную скважину сейсмоприемник, обвязанный на устье с цифровой регистрирующей аппаратурой, осуществляют регистрацию сейсмических колебаний в добывающей скважине. Производят гидроразрыв пласта в добывающей скважине. По результатам обработки сейсмических сигналов определяют направление развития трещины и ее размеры по азимуту. С двух сторон от трещины гидроразрыва, образованной из добывающей скважины, и на расстоянии 15 м от оси трещины и параллельно ей бурят по одному ряду вертикальных нагнетательных скважин с расстоянием 15 м между скважинами. В добывающую скважину спускают насосное оборудование. В каждую нагнетательную скважину спускают электронагревательное оборудование на кабеле. Осуществляют одновременное прогревание пласта через нагнетательные скважины и отбор разогретой нефти из добывающей скважины до полной выработки. Затем добывающую скважину переводят в наблюдательную. Параллельно стволу наблюдательной скважины, переведенной из добывающей скважины, на расстоянии 30 м бурят вторую добывающую скважину. Затем процесс, описанный выше, повторяют, начиная со спуска в наблюдательную скважину сейсмоприемника. При отклонении оси трещины, образованной из второй добывающей скважины, от параллельного направления к оси трещины, образованной из первой добывающей скважины, на угол 15° и менее для выработки призабойной зоны второй добывающей скважины используют существующий ряд нагнетательных скважин, дополнительный ряд бурят параллельно оси трещины, образованной из второй добывающей скважины. При отклонении оси трещины, образованной из второй добывающей скважины, от параллельного направления к оси трещины, образованной из первой добывающей скважины, на 15° и более для выработки призабойной зоны второй добывающей скважины бурят новый ряд нагнетательных скважин параллельно оси трещины, образованной из второй добывающей скважины, на расстоянии 15 м от нее и ликвидируют скважины существующего ряда нагнетательных скважин, находящиеся на расстоянии более 20 м и менее 10 м от оси трещины, образованной из второй добывающей скважины. 2 ил.

Description

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений, в частности к разработке высоковязкой и тяжелой нефти.

Известен способ теплового воздействия на залежь высоковязкой нефти и битума (патент RU №2373384, МПК E21B 43/24, опубл. 20.11.2009, бюл. №32), включающий бурение нагнетательных горизонтальных скважин, бурение добывающей горизонтальной скважины под каждой нагнетательной скважиной в пределах этого же продуктивного пласта для отбора высоковязкой нефти и битума, закачку теплоносителя в горизонтальные скважины, при этом бурят ряды вертикальных добывающих скважин для отбора высоковязкой нефти и битума, между рядами вертикальных добывающих скважин в пределах продуктивного пласта бурят ряды упомянутых выше горизонтальных скважин, отбирают высоковязкую нефть и битум из горизонтальных добывающих скважин до прорыва теплоносителя в вертикальные добывающие скважины из горизонтальных нагнетательных скважин, после чего закачку теплоносителя в горизонтальные нагнетательные скважины прекращают и переводят их в добывающие скважины, а горизонтальные добывающие скважины - в нагнетательные скважины, в дальнейшем при прорыве теплоносителя из горизонтальных нагнетательных скважин, переведенных ранее из добывающих в вертикальные добывающие скважины, производят обратную замену по переводу горизонтальных нагнетательных скважин в добывающие скважины, а горизонтальных добывающих скважин - в нагнетательные скважины и цикл повторяют до выработки пласта, а при снижении дебита продуктивного пласта вертикальные добывающие скважины в рядах через одну переводят в нагнетательные.

Недостатки способа:

- во-первых, высокие финансовые и материальные затраты на реализацию способа, связанные с бурением горизонтальной скважины, а также подготовкой теплоносителя (пара) и его закачкой, а именно привлечением насосного оборудования, наземного трубопровода и колонны труб, спущенной в нагнетательную скважину;

- во-вторых, малая эффективность разработки залежи высоковязкой нефти, так как отбор разогретой высоковязкой и тяжелой нефти осуществляется совместно с попутной водой, образуемой в пласте вследствие конденсации пара;

- в-третьих, невозможность полной выработки запасов высоковязкой и тяжелой нефти из призабойной зоны добывающих скважин из-за прорыва пара в стволы добывающих скважин.

Известен способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием (патент RU №2368767, МПК E21B 43/24, опубл. 27.07.2009, бюл. №27), включающий бурение рядов вертикальных нагнетательных и добывающих скважин, бурение горизонтальных нагнетательных скважин вдоль рядов вертикальных скважин, закачку теплоносителя в горизонтальные скважины и отбор высоковязкой и тяжелой нефти из вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, при этом под каждой нагнетательной горизонтальной скважиной в пределах этого же продуктивного пласта бурят дополнительную горизонтальную добывающую скважину для отбора высоковязкой и тяжелой нефти, а вертикальные добывающие и нагнетательные скважины в рядах располагают поочередно, при этом из вертикальных добывающих скважин высоковязкую тяжелую нефть отбирают до прорыва в них теплоносителя из горизонтальных нагнетательных скважин, после чего закачку теплоносителя в вертикальные нагнетательные скважины прекращают и переводят их в добывающие, а те добывающие скважины, в которые прорвался теплоноситель, переводят в нагнетательные скважины, в дальнейшем при прорыве теплоносителя из горизонтальных нагнетательных скважин в вертикальные добывающие скважины, переведенные ранее из нагнетательных скважин, производят обратную замену по переводу вертикальных нагнетательных скважин в добывающие скважины, а вертикальные добывающие - в нагнетательные и цикл повторяют до полной выработки призабойных зон вертикальных и горизонтальных скважин.

Недостатки способа:

Техническими задачами предложения являются повышение эффективности разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти за счет полной выработки запасов высоковязкой и тяжелой нефти путем термического воздействия на залежь без применения теплоносителя, а также за счет увеличения охвата залежи, вовлеченной в разработку, и исключения прорыва теплоносителя в стволы добывающих скважин вследствие отсутствия закачки пара в нагнетательные скважины, а также снижение финансовых затрат на реализацию способа за счет исключения бурения горизонтальных добывающих скважин.

Поставленные технические задачи решаются способом разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием, включающим бурение рядов вертикальных нагнетательных и добывающих скважин, разогрев пласта через нагнетательные скважины и отбор высоковязкой и тяжелой нефти из вертикальных добывающих скважин.

Новым является то, что сначала бурят одну вертикальную добывающую скважину, затем на расстоянии 30 м от добывающей скважины бурят наблюдательную скважину, спускают в наблюдательную скважину сейсмоприемник, обвязанный на устье с цифровой регистрирующей аппаратурой, осуществляют регистрацию сейсмических колебаний в добывающей скважине, производят гидроразрыв пласта в добывающей скважине, при этом в наблюдательной скважине осуществляют регистрацию сейсмических колебаний во время и после гидроразрыва с привязкой по времени с технологическими процессами производства гидроразрыва, по результатам обработки сейсмических сигналов определяют направление развития образованной при гидроразрыве пласта из добывающей скважины трещины и ее размеры по азимуту, затем с двух сторон от трещины гидроразрыва, образованной из добывающей скважины, и на расстоянии 15 м от оси трещины и параллельно ей бурят по одному ряду вертикальных нагнетательных скважин с расстоянием 15 м между скважинами, при этом количество нагнетательных скважин в ряду определяется длиной трещины, оснащают добывающую скважину и ряды нагнетательных скважин эксплуатационным оборудованием, причем в добывающую скважину спускают насосное оборудование, а в каждую нагнетательную скважину спускают электронагревательное оборудование на кабеле, осуществляют одновременное прогревание пласта через нагнетательные скважины и отбор разогретой высоковязкой и тяжелой нефти из добывающей скважины до полной выработки, после чего добывающую скважину переводят в наблюдательную, а параллельно стволу наблюдательной скважины, переведенной из добывающей скважины, на расстоянии 30 м бурят вторую добывающую скважину, после чего процесс, описанный выше, повторяют, начиная со спуска в наблюдательную скважину сейсмоприемника и проведения гидроразрыва пласта во второй добывающей скважине с образованием трещины и заканчивая полной выработкой запасов высоковязкой и тяжелой нефти из второй добывающей скважины, причем при отклонении оси трещины, образованной из второй добывающей скважины, от параллельного направления к оси трещины, образованной из первой добывающей скважины, на угол 15° и менее для выработки призабойной зоны второй добывающей скважины используют существующий ряд нагнетательных скважин, при этом дополнительный ряд бурят параллельно оси трещины, образованной из второй добывающей скважины, аналогично, как описано для первой добывающей скважины, а при отклонении оси трещины, образованной из второй добывающей скважины, от параллельного направления к оси трещины, образованной из первой добывающей скважины, на 15° и более для выработки призабойной зоны второй добывающей скважины бурят новый ряд нагнетательных скважин параллельно оси трещины, образованной из второй добывающей скважины, на расстоянии 15 м от нее и ликвидируют скважины существующего ряда нагнетательных скважин, находящиеся на расстоянии более 20 м и менее 10 м от оси трещины, образованной из второй добывающей скважины.

На фиг.1 и 2 схематично изображен процесс реализации предлагаемого способа.

Предлагаемый способ реализуют следующим образом.

На залежи высоковязкой и тяжелой нефти бурят одну вертикальную добывающую скважину 1 (см. фиг.1). Затем на расстоянии 30 м от добывающей скважины 1 бурят наблюдательную скважину 2.

Спускают в наблюдательную скважину 2 сейсмоприемники (на фиг.1 и 2 не показаны), обвязанные на устье с цифровой регистрирующей аппаратурой (не показана). Осуществляют регистрацию сейсмических колебаний в добывающей скважине.

Производят гидроразрыв пласта в добывающей скважине 1 (см. фиг.1) с получением трещины 3 гидроразрыва по любой известной технологии, например, как описано в патенте RU №2485306, МПК E21B 43/26, опубл. 20.06.2013.

При этом в наблюдательной скважине 2 осуществляют регистрацию сейсмических колебаний во время гидроразрыва и после гидроразрыва с привязкой по времени с технологическими процессами производства гидроразрыва, например, согласно патенту №2319177, МПК G01V 1/00 «Способ контроля процесса гидроразрыва пласта залежи углеводородов», опубл. 10.03.2008.

По результатам обработки сейсмических сигналов определяют направление развития и размеры трещины 3, образованной при гидроразрыве пласта из добывающей скважины 1. Например, образуется трещина 3 длиной 90 м.

Проведение гидроразрыва пласта из добывающей скважины с образованием трещины позволяет увеличить охват залежи термическим воздействием и снизить финансовые затраты на реализацию способа за счет исключения бурения горизонтальных скважин.

Затем с двух сторон от трещины 3 гидроразрыва, полученной из добывающей скважины 1, на расстоянии по 15 м от оси трещины 3 и параллельно оси трещины 3 бурят первый 4 и второй 5 ряды вертикальных нагнетательных скважин соответственно с расстоянием 15 м между скважинами. Например, в рядах 4 и 5 выполняют по 4 скважины с расстоянием 15 м между ними.

Оснащают добывающую 1 и ряды 4 и 5 нагнетательных скважин эксплуатационным оборудованием. В добывающую скважину 1 спускают насосное оборудование любой известной конструкции, предназначенное для отбора разогретой высоковязкой и тяжелой нефти, например винтовой насос.

В ряды 4 и 5 нагнетательных скважин спускают электронагревательное оборудование на кабеле, обеспечивающее прогревание по всей высоте пласта.

В качестве электронагревательного оборудования используют, например, скважинный электродный нагреватель (СЭН), закрепленный и спущенный в нагнетательную скважину на конце колонны НКТ, соединенный с силовым кабелем и представляющий собой чередующиеся фазные диски-электроды (не показаны), помещенные в корпусе устройства.

По силовому кабелю на фазные диски-электроды СЭН, заполненного токопроводящей жидкостью, подают напряжение, после чего от одного диска-электрода через жидкость к другому диску-электроду начинает течь ток, вызывая нагрев, кипение и образование пара, что в свою очередь ведет к теплообмену между корпусом устройства и внутрискважинной жидкостью, производя тепловую обработку призабойной зоны нагнетательной скважины.

Применение данного электронагревательного устройства исключает попадание теплоносителя (пара) в призабойную зону нагнетательной скважины и обеспечивает равномерное прогревание пласта по всей его высоте скважинным электронагревателем.

На устье скважины производят обвязку кабеля каждой нагнетательной скважины рядов 4 и 5 с электрощитом (не показан).

Осуществляют одновременное прогревание пласта через ряды 4 и 5 нагнетательных скважин и отбор разогретой высоковязкой и тяжелой нефти из добывающей скважины 1 до полной выработки.

После чего добывающую скважину 1 переводят в наблюдательную 1′, а наблюдательную скважину 2 ликвидируют.

Далее на расстоянии 30 м от первой добывающей скважины 1 параллельно ей бурят вторую добывающую скважину 6. Далее спускают в наблюдательную скважину 1′ сейсмоприемник, обвязанный на устье с цифровой регистрирующей аппаратурой и производят ГРП во второй добывающей скважине 6 с образованием трещины 3′, как описано выше.

При отклонении оси трещины 3′ (см. фиг.1), образованной из второй добывающей скважины 6, от параллельного направления к оси трещины 3, образованной из добывающей скважины 1, на 15° и менее для выработки призабойной зоны второй добывающей скважины 6 используют существующий ряд 5 нагнетательных скважин, при этом дополнительный ряд 7 нагнетательных скважин бурят параллельно оси трещины 3′, образованной из второй добывающей скважины 6, и с противоположной стороны, аналогично, как описано для первой добывающей скважины 1.

При отклонении оси трещины 3′ (см. фиг.2), образованной из второй добывающей скважины 6, от параллельного направления к оси трещины 3, образованной из первой добывающей скважины 1, на 15° и более для выработки призабойной зоны второй добывающей скважины 6 бурят дополнительный ряд 7′ нагнетательных скважин параллельно оси трещины 3′ на расстоянии 15 м от нее.

А также используют существующий ряд 5 нагнетательных скважин, но при этом ликвидируют скважины существующего ряда 5 нагнетательных скважин, находящиеся на расстояния более 20 м и менее 10 м от оси трещины 3′, образованной из второй добывающей скважины 6. Это нагнетательные скважины 9 и 10 (см. фиг.1 и 2), находящиеся в существующем ряду 5. Бурят новую нагнетательную скважину 8, таким образом получают ряд 5′ (см. фиг.2).

После чего оснащают вторую добывающую скважину 6 и ряды 5 и 7 (см. фиг.1) или ряды 5′ и 7′ (см. фиг.2) нагнетательных скважин эксплуатационным оборудованием.

Во вторую добывающую скважину 6 спускают насосное оборудование любой известной конструкции, предназначенное для отбора разогретой высоковязкой и тяжелой нефти, например винтовой насос.

В ряды 5 и 7 (см. фиг.1) и ряды 5′ и 7′ (см. фиг.2) нагнетательных скважин спускают электронагревательное оборудование на кабеле, обеспечивающее прогревание по всей высоте пласта, вскрытого второй добывающей скважиной 6.

На устье скважины производят обвязку электрокабеля каждой нагнетательной скважины рядов 5 и 7 (см. фиг.1) и рядов 5′ и 7′ (см. фиг.2) с электрощитом.

Осуществляют одновременное прогревание пласта через ряды 5 и 7 (см. фиг.1) и ряды 5′ и 7′ (см. фиг.2) нагнетательных скважин и отбор разогретой высоковязкой и тяжелой нефти из второй добывающей скважины 6 до полной выработки ее призабойной зоны.

Предлагаемый способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием позволяет:

- повысить эффективность разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти за счет полной выработки запасов высоковязкой и тяжелой нефти путем термического воздействия на залежь без применения теплоносителя, а также за счет увеличения охвата залежи, вовлеченной в разработку, и исключения прорыва теплоносителя в стволы добывающих скважин вследствие отсутствия закачки пара в нагнетательные скважины;

- снизить финансовые затраты на реализацию способа за счет исключения бурения горизонтальных добывающих скважин.

Claims

Способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием, включающий бурение рядов вертикальных нагнетательных и добывающих скважин, разогрев пласта через нагнетательные скважины и отбор высоковязкой и тяжелой нефти из вертикальных добывающих скважин, отличающийся тем, что сначала бурят одну вертикальную добывающую скважину, затем на расстоянии 30 м от добывающей скважины бурят наблюдательную скважину, спускают в наблюдательную скважину сейсмоприемник, обвязанный на устье с цифровой регистрирующей аппаратурой, осуществляют регистрацию сейсмических колебаний в добывающей скважине, производят гидроразрыв пласта в добывающей скважине, при этом в наблюдательной скважине осуществляют регистрацию сейсмических колебаний во время и после гидроразрыва с привязкой по времени с технологическими процессами производства гидроразрыва, по результатам обработки сейсмических сигналов определяют направление развития образованной при гидроразрыве пласта из добывающей скважины трещины и ее размеры по азимуту, затем с двух сторон от трещины гидроразрыва, образованной из добывающей скважины, и на расстоянии 15 м от оси трещины и параллельно ей бурят по одному ряду вертикальных нагнетательных скважин с расстоянием 15 м между скважинами, при этом количество нагнетательных скважин в ряду определяется длиной трещины, оснащают добывающую скважину и ряды нагнетательных скважин эксплуатационным оборудованием, причем в добывающую скважину спускают насосное оборудование, а в каждую нагнетательную скважину спускают электронагревательное оборудование на кабеле, осуществляют одновременное прогревание пласта через нагнетательные скважины и отбор разогретой высоковязкой и тяжелой нефти из добывающей скважины до полной выработки, после чего добывающую скважину переводят в наблюдательную, а параллельно стволу наблюдательной скважины, переведенной из добывающей скважины, на расстоянии 30 м бурят вторую добывающую скважину, после чего процесс, описанный выше, повторяют, начиная со спуска в наблюдательную скважину сейсмоприемника и проведения гидроразрыва пласта во второй добывающей скважине с образованием трещины и заканчивая полной выработкой запасов высоковязкой и тяжелой нефти из второй добывающей скважины, причем при отклонении оси трещины, образованной из второй добывающей скважины, от параллельного направления к оси трещины, образованной из первой добывающей скважины, на угол 15° и менее для выработки призабойной зоны второй добывающей скважины используют существующий ряд нагнетательных скважин, при этом дополнительный ряд бурят параллельно оси трещины, образованной из второй добывающей скважины, аналогично, как описано для первой добывающей скважины, а при отклонении оси трещины, образованной из второй добывающей скважины, от параллельного направления к оси трещины, образованной из первой добывающей скважины, на 15° и более для выработки призабойной зоны второй добывающей скважины бурят новый ряд нагнетательных скважин параллельно оси трещины, образованной из второй добывающей скважины, на расстоянии 15 м от нее и ликвидируют скважины существующего ряда нагнетательных скважин, находящиеся на расстоянии более 20 м и менее 10 м от оси трещины, образованной из второй добывающей скважины.