способ разработки залежи с тяжелыми и вязкими нефтями

Формула изобретения

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ С ТЯЖЕЛЫМИ И ВЯЗКИМИ НЕФТЯМИ, включающий отбор нефти через горизонтальный ствол добывающей скважины за счет вытеснения нефти оторочкой растворителя и закачку газа в пласт, отличающийся тем, что, с целью повышения нефтеотдачи пласта и эффективности способа воздействия за счет многократного использования оторочки растворителя, перед закачкой газа в призабойную зону подают нагретый до температуры выше критической растворитель, а до зоны отбора нефти растворитель проталкивают газом, в зоне отбора размещают нагревательное устройство, позволяющее нагреть растворитель до температуры выше критической.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к разработке тяжелых и вязких нефтей.

Известен способ добычи тяжелой и вязкой нефти с помощью растворителя, перемещаемого водой.

Объем растворителя равен 10% объема порового пространства. Недостатком данного способа является то, что оторочка растворителя неравномерно из-за неоднородности пласта вытесняет нефть, также не исключена возможность прорыва растворителя по высокопроницаемым пропласткам. Низок коэффициент нефтеотдачи.

Известен также способ разработки нефтегазовой залежи, включающий отбор нефти из нижней части нефтенасыщенной зоны и закачку газа, образование оторочки углеводородного растворителя из пластовой нефти за счет изменения объемов закачки газа и отбора нефти.

Недостатком данного способа является то, что углеводородного растворителя недостаточно для увеличения подвижности тяжелой и вязкой нефти.

Цель изобретения - повышение нефтеотдачи пластов, содержащих тяжелые и вязкие нефти.

Достигается это тем, что отбор тяжелой и вязкой нефти производится через горизонтальный ствол добывающей скважины за счет вытеснения нефти оторочкой растворителя и закачки газа в пласт. Для повышения эффективности способа за счет многократного использования оторочки растворителя перед закачкой газа в призабойную зону подают растворитель, предварительно нагрев его до температуры выше критической, и до зоны отбора нефти проталкивают его газом, а в добывающей скважине размещают подогреватель, позволяющий нагреть растворитель до температуры выше критической, а отбор нефти, отделившейся от растворителя, осуществляют в пониженной по сравнению с подогревателем части добывающей скважины.

Способ иллюстрируется чертежом.

Способ осуществляется следующим образом. Производится разбуривание месторождения, определяются нижние и верхние зоны нефтесодержащей породы, изучаются физико-химические свойства нефтей, породы, воды. Для добычи нефти используются в основном скважины с горизонтальным хвостовиком (возможно наличие двух и более горизонтальных хвостовиков в одной скважине). Для переработки и транспорта нефти, газа, легких углеводородов (растворителя) строятся установки подготовки нефти, газа, компрессорные для закачки газа и насосные станции для растворителя. На основе изучения физических свойств нефтесодержащей породы определяются допустимые пределы изменения пластового давления, которые допускаются в пределах упругой деформации пласта, т. е. при снятии нагрузки (повышении или снижении пластового давления) в нефтесодержащей породе не должно оставаться остаточных деформаций.

Для поддержания пластового давления используется газ, имеющий тот же состав, что и газ залежи, преимущественно метан. В первоначальный период закачивают растворитель через добывающую скважину, подогрев его выше критической температуры в пластовых условиях, т. е. в газообразном состоянии. Подогрев может осуществляться двухступенчато - на поверхности земли и с помощью забойного подогревателя. Объем растворителя может достигать 10% порового объема пласта. До зоны отбора нефти растворитель проталкивается с помощью газа.

С целью сохранения оторочки растворителя в пласте производится подогрев добываемой нефти выше критической температуры растворителя с помощью забойного подогревателя. Это позволяет значительно сократить потери растворителя вместе с добываемой нефтью. В целях повторного использования тепла, уносимого горячей добываемой нефтью, осуществляется подогрев закачиваемого газа путем пропускания газа по межтрубному пространству добывающей скважины. Этим достигается экономия тепловой энергии на подогрев нефти в пласте. Одновременно также осуществляется циклическое изменение пластового давления, что позволяет создать и сохранить оторочку растворителя на границе раздела фаз нефть - газ, повысить равномерность охвата воздействием участков пласта с различной проницаемостью.

Способ осуществляется следующим образом. В нижней части нефтенасыщенной зоны месторождения 1 пробуриваются скважины с горизонтальным хвостовиком. Скважина имеет обсадную колонну 2, насосно-компрессорные трубы 3, пакер 4, забойный подогреватель 5. Добыча нефти осуществляется по НКТ-3. Верхняя часть НКТ оборудуется теплоизоляционным покрытием. Закачка газа производится по межтрубному пространству скважины. Для исключения попадания газа непосредственно в пониженную часть скважины и горизонтальный участок обсадная колонна перфорируется в газовой области месторождения и отделяется пакером 4. Нефть в пласте подогревается с помощью забойного подогревателя 5. Подогрев с одной стороны способствует снижению вязкости добываемой нефти, с другой - сохраняет растворитель. В качестве растворителя используются легкие углеводороды от пропана до октана.

Процесс добычи во время цикла изменения давления делим на период от максимального до минимального давления. Уравнения, используемые для расчета матбаланса в период от минимального до максимального, аналогичны таким же для первого периода, меняются только знаки в уравнении. Расчет ведется с использованием уравнений для нефтяных месторождений с режимом растворенного газа:

1. Период снижения давления.

1.1. Давление разработки выше давления насыщения.

1.2. Давление разработки ниже давления насыщения.

1.1. При таком давлении добыча происходит исключительно за счет упругости нефти, связанной воды и породы.

N_g= (C_нн1+C_ВВ+C_п) (1)

G_д= N_д(S_нк - S_нs). (2)

1.2. При таком давлении величиной упругости связанной воды и породы можно пренебречь, т. к. она обычно значительно меньше упругости свободного и выделяющегося из нефти газа. По уравнению газового фактора

Г= S_н+B_н (3) определяется минимальное время полной сегрегации. Это время сопоставляется с предлагаемым сроком разработки месторождений, чтобы решить, какого вида кривые относительных проницаемостей следует принять для расчетов эксплуатационных характеристик.

Дифференциальное уравнение, описывающее процесс фильтрации при режиме растворенного газа с учетом влияния свойств нефти, газа и пород, получено Маскетом (1). Это уравнение имеет вид

1 +1-_н- +

Материальный баланс нефти:

N_g= V - = -

Материальный баланс газа:

G_g= V - - - +- = Г_ср.дN_g

Кратко этот метод состоит в подборе давления и нефтенасыщенности на конец заданного интервала разработки залежи.

Расчет дифференциальной добычи нефти представлен в таблице.

Использование предлагаемого способа разработки залежи с тяжелой и вязкой нефтью с отбором нефти из горизонтального ствола добывающей скважины, вытеснения нефти оторочкой растворителя и закачкой газа в пласт и с многократным использованием оторочки растворителя с помощью подогревателя с подачей растворителя в зону отбора нефти в газообразном виде и с помощью газа позволяет поднять нефтеотдачу пласта.