способ разработки залежей высоковязкой нефти или битума

Формула изобретения

Способ разработки залежей высоковязкой нефти или битума, основанный на применении технологии внутрипластового горения путем закачки в пласт в зону горения через нагнетательную скважину воздуха под высоким давлением с последующим отбором продукта из соседних добывающих скважин, отличающийся тем, что через нагнетательную скважину перед закачкой воздуха закачивают порцию раствора карбамида до достижения им устья реагирующих добывающих скважин, которые закрывают на термокапиллярную пропитку, при этом обеспечивают температуру в интервале перфорации реагирующих скважин не менее 80°С, а закачку воздуха в нагнетательную скважину продолжают до подъема пластового давления, после чего скважину реагирующие скважины открывают на излив.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки залежей тяжелых нефтей и битумов, и может быть использовано при добыче вязких нефтей и битумов тепловым воздействием на пласт.

Известен «Способ добычи вязкой нефти или битума из пласта» (патент № 2223398, МПК 7 Е21В 43/24, опубл. в бюл. № 4 от 10.02.2004 г.) нагревом путем закачки в него теплоносителя и газа, при этом в качестве газа используют смесь неконденсирующихся газов, образующихся в процессе сгорания жидкого топлива, при следующем соотношении компонентов, вес.%:

азот 15,2-19,0;

углекислый газ 4,8-6,0,

при этом содержание газа составляет 20-25 мас.%, а закачку смеси пара и газа производят из расчета:

Q см=1,24 h3,

где Q см - количество закачиваемого парогаза, т;

1,24 - установленный экспериментальными работами коэффициент учета парогаза на 1 м³ призабойной зоны;

h - толщина работающей части пласта, м, при давлении 0,2-0,8 МПа от давления гидроразрыва пласта, рассчитываемого по формуле

Р_грп=Р_г+ ,

где Р_г - давление горное, МПа;

- давление, связанное с преодолением сил сопротивления горных пород разрушению, принимаемое равным от 1,5 до 3 МПа в зависимости от плотности пород, причем давление закачки не должно превышать 0,8 давления гидроразрыва пласта во избежание его разрыва.

Недостатком данного способа является то, что в силу анизотропии фильтрационно-емкостных свойств битумонасыщенного коллектора по истечении определенного времени воздух из нагнетательных скважин начинает прорываться к забоям добывающих скважин. Это происходит в силу более высокой подвижности газа по сравнению с подвижностью разжиженных продуктов прогрева природного битума. При прорыве нагнетаемого газа к забоям реагирующих скважин происходит ухудшение охвата продуктивного тела газовым воздействием, сопровождаемое падением пластового давления, что приводит к неизбежным потерям в количестве добываемой продукции.

Наиболее близким по технической сущности является «Способ разработки залежей высоковязкой нефти или битума» (патент № 2247830, МПК 7 Е21В 43/24, опубл. в бюл. № 7 от 10. 03. 2005 г.) путем создания внутрипластового очага горения, включающий циклическую закачку воздуха как окислителя с изменением темпа его закачки через нагнетательные скважины и отбор высоковязкой нефти (ВВН) или битума через добывающие скважины, при этом оптимальную частоту циклов закачки окислителя определяют по формуле:

t_1/2ц=L ²/2^X,

где t_1/2ц - длительность полуцикла закачки воздуха в пласт, сут;

L - характерная длина пласта, м;

^X - средняя пьезопроводность пласта,

=к/^µ cm,

где ^µ - вязкость ВВН или битума, Па·с;

к - проницаемость пласта, мкм² ;

m - пористость пласта, доли единицы;

с - коэффициент упругоемкости пласта, 1/МПа,

при этом амплитуду колебаний расхода нагнетаемого воздуха определяют как отношение превышения или снижения уровня нагнетания воздуха над средним объемом нагнетания при циклическом внутрипластовом горении к среднему уровню закачки воздуха при его стационарной закачке по формуле

B=(Q_i3-Q₀₃ )/Q₀₃,

где В - амплитуда колебаний расхода нагнетаемого воздуха;

Q_i3 - максимальный или минимальный уровень закачки воздуха в зависимости от фазы цикла при циклическом внутрипластовом горении (Q _i3min=0), нм³/сут;

Q₀₃ - средний уровень стационарной закачки воздуха (Q₀₃ =Q_i3/2), нм³/сут;

i - номер цикла (i=1,2),

причем начало циклической закачки воздуха определяют по времени прорыва газа горения в эксплуатационную скважину при стационарной закачке окислителя по пропластку с большей проницаемостью, при этом периодически изменяют местоположение точек нагнетания воздуха и отбора ВВН или битума, а проявление эффекта от циклического воздействия определяют в виде дополнительной добычи по устойчивым интегральным зависимостям объема извлеченных ВВН или битума и закачанного воздуха вида:

Q(t)=f[Q _возд(t)],

где Q(t) - накопленный объем добытых ВВН или битума с участка к данному времени отслеживания, т;

Q_возд(t) - накопленный объем закачанного воздуха к данному моменту, м³.

Недостатками данного способа является неконтролируемый прорыв закачиваемого агента в добывающую скважину, что ведет к значительному увеличению обводненности извлекаемой продукции из добывающих скважин.

Задачей изобретения является создание способа разработки залежей высоковязкой нефти или битума, позволяющего исключить неконтролируемый прорыв закачиваемого агента в добывающую скважину и снизить обводненность извлекаемой продукции из добывающих скважин.

Поставленная задача достигается описываемым способом разработки залежей высоковязкой нефти или битума, основанным на применении технологии внутрипластового горения путем закачки в пласт через нагнетательную скважину воздуха с последующим отбором продукта из соседних добывающих скважин.

Новым является то, что с целью предотвращения неконтролируемого прорыва закачиваемого агента в добывающую скважину закачиваем через нагнетательную скважину порцию раствора карбамида с последующей продавкой в зону горения воздухом под высоким давлением.

Предлагаемый способ осуществляется следующим образом.

Закачка раствора карбамида производится по колонне НКТ агрегатом ЦА-320 в нагнетательную скважину при закрытом межтрубном пространстве. Закачанный объем затем продавливается в пласт воздухом, нагнетаемым компрессорами по воздуховоду.

Продавленный в пласте раствор движется по образовавшимся дренажным каналам к забою реагирующей скважины в зону внутрипластового горения, где температура пласта поднимается свыше 80°С. После того как продавленный раствор достигнет устья реагирующей скважины, ее закрывают на термокапиллярную пропитку (примерно на сутки), чтобы закачанный раствор карбамида прореагировал в «горячей» зоне пласта. При этом закачку воздуха в нагнетательную скважину не прекращают, чтобы поднять пластовое давление, а также чтобы закачанный агент смог продавиться глубже в пласт, охватив тем самым не затронутые внутрипластовым горением участки битумонасыщенного коллектора.

В пласте под действием высокой температуры карбамид гидролизуется с образованием углекислого газа и аммиака (суммарная реакция гидролиза карбамида представлена в формуле 1). Углекислый газ, в отличие от аммиака, значительно лучше растворим в битуме, чем в воде. При этом происходит снижение вязкости разогретого вблизи фронта горения битума, который устремляется в зону дренажных каналов, образовавшихся за счет прорыва газа, и постепенно их заполняет.

После суточной выдержки реагирующую скважину открывают на излив. При этом под влиянием возросшего пластового давления скважина начинает активно изливать воду и образовавшийся конденсат, одновременно подтягивая за собой из застойных зон пласта разжиженный битум, который ранее вступил в реакцию с закачанным водным раствором карбамида.

Растворенный в воде карбамид достаточно устойчив до 80°С. При температуре выше 80°С он гидролизуется с образованием аммиака и углекислого газа.

Суммарная реакция гидролиза:

Новым является также то, что углекислый газ и аммиак снижают набухание глинистых минералов породы-коллектора и тем самым способствуют сохранению начальной проницаемости пласта. Кроме того, благодаря своей щелочности (рН 9÷10) замедляется процесс коррозии металла глубинно-насосного оборудования.

На основе детального анализа полученных промысловых данных были подготовлены предварительные рекомендации по выбору скважин под закачку раствора карбамида, сущность которых заключается в следующем:

1. Температура в интервале перфорации реагирующих скважин должна быть не менее 80°С.

2. Дебит жидкости реагирующих скважин должен быть менее 0,5 м ³/сут.

3. Процент содержания кислорода (O ₂) в выделяющемся газе реагирующей скважины (как результат прорыва нагнетаемого воздуха из нагнетательной скважины) должен быть 5-6%.

4. Процент содержания углекислого газа (СО₂) в выделяющемся газе реагирующей скважины (как один из показателей наличия внутрипластового горения) должен быть 15%.

5. Показатели по пп.1, 2, 3, 4 должны проявляться в одной и той же скважине одновременно.

Предлагаемый способ разработки залежей высоковязкой нефти или битума позволяет исключить неконтролируемый прорыв закачиваемого агента в добывающую скважину и снизить обводненность извлекаемой продукции из добывающих скважин, а также выработать не затронутые внутрипластовым горением участки битумонасыщенного коллектора.