CC BY
19УДК 622.279.5(211)
ОСОБЕННОСТИ ДОБЫЧИ ВЯЗКОЙ НЕФТИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ РАЗВЕТВЛЕННОЙ СКВАЖИНЫ
SPECIFICS OF VISCOUS OIL PRODUCTION USING A DRAIN-HOLE WELL
И. В. Чижов
I. V. Chizhov
Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень
Ключевые слова: зона многолетнемерзльх пород; добыча высоковязкой нефти; закачка вытесняющего теплоносителя; разветвленная скважина Key words: permafrost rocks area; production of high viscosity oil; injection of displacing heat-transfer agent
В условиях сокращения добычи нефти из крупных месторождений все большее внимание уделяется добыче трудноизвлекаемой высоковязкой нефти из более мелких и удаленных месторождений. В Западной Сибири сосредоточено более 40 % тяжелой нефти России, характеризующейся различными значениями вязкости [1].
114
Нефть и газ № , 2016
В мировой практике широкое распространение при добыче высоковязких неф-тей нашли следующие методы воздействия: вытеснение нефти подогретой водой; вытеснение нефти паром; пароциклическое воздействие; внутрипластовое горение; воздействие на нефть поверхностно-активными веществами; законтурное заводнение; щелочное заводнение; полимерное заводнение; водогазовое воздействие [2].
Таким образом, из имеющихся технологических приемов вытеснения нефти наиболее приемлемыми для условий севера Западной Сибири оказываются закачивание в пласт горячей воды (как наименее затратный), водогазовое воздействие и полимерное заводнение [3, 4].
Для условий северных месторождений закачиваемая в пласт вода должна иметь температуру в интервале 100-110 0С. Результаты исследований И. Б. Дубива [5] показывают, что при такой температуре коэффициент вытеснения нефти достигает величины 1,5. Иными словами вытеснение нефти из пласта увеличивается на 50 %. При дальнейшем увеличении температуры заметного вытеснения нефти не наблюдается.
При водогазовом воздействии, помимо вытеснения нефти, происходит дополнительное отмывание остаточной нефти газом. При увеличении доли газа в водо-газовой смеси эффективность вытеснения нефти возрастает. В нагнетательных скважинах эффект еще более заметен, так как происходит увеличение приемистости этих скважин.
Полимерное заводнение позволяет улучшить соотношение подвижностей флюидов и снизить неустойчивость процесса вытеснения. Помимо этого, полимерное заводнение не оказывает негативного влияния на многолетнемерзлые породы, что особенно важно для условий северных месторождений.
Применение водного раствора полимера в качестве вытесняющего агента является весьма эффективным. Так, в ходе экспериментов [5] при пластовой температуре коэффициент вытеснения в скважинах Тазовского месторождения достигал величины 0,62 д. ед. При нагреве полимера эффективность вытеснения нефти увеличивалась, при нагреве полимера до 60 0С коэффициент вытеснения достигал 0,69 д. ед., а при нагреве до 80 0С — 0,72 д. ед.
Дальнейшее увеличение температуры нагрева может привести к растеплению многолетнемерзлых пород, что не допустимо. С другой стороны, использование водного раствора полимера в условиях низких температур окружающего воздуха также чревато неприятностями, связанными с его замерзанием при низких температурах. Лучше использовать полимерный раствор, затворенный на незамерзающей жидкости.
Принцип действия технологических приемов вытеснения нефти заключается в закачивании вытесняющих агентов в нагнетательные скважины, продавливание их от забоя нагнетательной скважины к забою добывающей скважины с удалением этих агентов на поверхность.
Рассмотренные автором технологии могут быть реализованы с использованием ряда конструкций скважин. Например, для добычи вязкой нефти из нефтяного пласта наибольшее распространение нашли конструкции скважин для раздельной закачки агента, вытесняющего нефть, и добычи вытесняемой из пласта высоковязкой нефти [6].
Недостатком такой технологии является необходимость строительства одновременно добывающих и нагнетательных скважин, а значит, невозможность в одной скважине осуществлять одновременную закачку вытесняющего агента и добычи высоковязкой нефти.
Наиболее близкими к решению указанной задачи являются конструкции разветвленной скважины, включающей размещение боковых стволов в продуктивном пласте [7, 8]. Тем не менее они не позволяют осуществлять одновременную закачку вытесняющего агента и добычи высоковязкой нефти через одну многозабойную скважину.
2016
Нефть и газ
115
Нами предлагается усовершенствованная конструкция многозабойной скважины для одновременной закачки вытесняющего агента-теплоносителя в пласт и добычи высоковязкой нефти из пласта с учетом ее расположения в зоне многолетне-мерзлых пород (рис. 1 и 2) [9].
На рис. 1 показана конструкция разветвленной скважины с двумя боковыми стволами для добычи вязкой нефти из нефтяного пласта, расположенной в зоне многолетнемерзлых пород (вид сбоку): 1 — горизонтальный участок основного ствола разветвленной скважины, 2 — первый боковой ствол, 3 — второй боковой ствол, 4 — трещина разрыва из горизонтального участка основного ствола, 5 — трещина разрыва из первого бокового ствола, 6 — трещина разрыва из второго бокового ствола, 7 — продуктивная часть пласта; 8 — газо- нефтеводяной контакт, 9 — кровля пласта; 10 — многолетнемерзлые породы.
Добыча вязкой нефти с использованием предлагаемой авторами конструкции разветвленной многозабойной скважины осуществляется следующим образом.
Конструкция разветвленной скважины для добычи вязкой нефти из нефтяного пласта 7, расположенной в зоне многолетнемерзлых пород 10, включает основной ствол с горизонтальным участком 1 и два боковых ствола 2 и 3, отходящих от этого горизонтального участка, проложенных параллельно горизонтальному участку 1 основного ствола в одном нефтяном пласте 7 и размещающихся параллельно плоскости газо- или нефтеводяного контакта 8. В горизонтальных участках основного 1 и боковых 2 и 3 стволах выполнен гидравлический разрыв пласта с образованием трещин разрыва 4, 5, 6. Трещины разрыва 5 и 6 боковых стволов направлены навстречу трещинам разрыва 4 основного ствола.
20 19
£ Я-С- _
8
Рис. 1. Принципиальная схема добычи вязкой нефти с помощью разветвленной скважины (вид сбоку)
На рис. 2 показана та же конструкция скважины (вид сверху).
116
Нефть и газ Л 2016
Рис. 2. Принципиальная схема добычи вязкой нефти с помощью разветвленной скважины (вид сверху)
Основной ствол до кровли 9 продуктивного нефтяного пласта 7 обсажен обсадными трубами, представляющими собой эксплуатационную колонну 11. Ниже кровли 9 в эксплуатационной колонне 11 вырезаны окна (на рис. не показаны), сообщающиеся с эксплуатационными хвостовиками 12 боковых стволов 2 и 3. Эксплуатационные хвостовики 12 соединены с эксплуатационной колонной 11с помощью якорно-пакерующих устройств (на рис. не показаны). Верхняя часть эксплуатационной колонны 11 в зоне многолетнемерзлых пород обсажена теплоизолированными обсадными трубами 13 для предотвращения растепления много-летнемерзлых пород от воздействия теплоносителя, закачиваемого по лифтовой колонне, а также для предотвращения охлаждения теплоносителя при воздействии на него низких отрицательных температур многолетнемерзлых пород.
Во внутренней полости эксплуатационной колонны 11 размещена лифтовая колонна 14 для добычи высоковязкой нефти из боковых горизонтальных стволов 2 и 3, а внутри нее — колонна насосно-компрессорных труб 15 для закачивания в продуктивный нефтяной пласт 7 через горизонтальный участок 1 основного ствола вытесняющего нефть теплоносителя, например подогретую до пластовой температуры воду.
Добыча высоковязкой нефти осуществляется путем ее вытеснения из зоны 16, расположенной между горизонтальными участками 1 основного ствола и горизонтальными участками 2 и 3 боковых стволов, путем закачивания в эту зону через колонну насосно-компрессорных труб 15, изолированную от внутренней полости эксплуатационной колонны 11 горизонтального участка 1 основного ствола паке-ром 17, вытесняющего нефть теплоносителя, например подогретую до пластовой температуры воду. Теплоноситель 18 из колонны насосно-компрессорных труб 15 через трещины разрыва 4 горизонтального участка 1 основного ствола поступает в зону 16, расположенную между горизонтальными участками 1 основного ствола и горизонтальными участками 2 и 3 боковых стволов, вытесняет вязкую нефть к трещинам разрыва 5 и 6 горизонтальных участков 2 и 3 боковых стволов и через них вязкая нефть поступает во внутренние полости эксплуатационных хвостовиков 12 горизонтальных участков 2 и 3 боковых стволов и далее поступает во внутреннюю полость лифтовой колонны 14, через которую вязкая нефть поступает на дневную поверхность фонтанным или механизированным способом. Лифтовая колонна 14, размещенная внутри эксплуатационной колонны 11 , которая в свою очередь размещена внутри наружной обсадной колонны, называемой кондуктором 19, обеспечивает сохранение температурного режима добываемой нефти 20.
№3, 2016
Нефть и газ
117
Теплоноситель 18, подогретый до пластовой температуры, обогревает вязкую нефть 20, уменьшает ее вязкость и повышает ее текучесть.
Размещение колонны насосно-компрессорных труб 19 во внутренней полости лифтовой колонны 17 по методу «труба в трубе» обеспечивает поднимаемую из нефтяного пласта 7 вязкую нефть 20 подогревом ее транспортируемым навстречу ей теплоносителем 18.
Примером реализации данной технологии добычи вязкой нефти с использованием разветвленной скважины может быть следующее.
Конструкция разветвленной скважины для добычи вязкой нефти из нефтяного пласта, расположенной в зоне многолетнемерзлых пород, включает основной ствол с горизонтальным участком и два боковых ствола, отходящих от этого горизонтального участка. В горизонтальных участках основного и боковых стволов выполнен гидравлический разрыв пласта с образованием трещин разрыва. Трещины разрыва боковых стволов направлены навстречу трещинам разрыва основного ствола. Основной ствол до подошвы многолетнемерзлых пород обсажен теплоизолированными обсадными трубами типоразмера 245/219, а ниже, до кровли продуктивного нефтяного пласта — обсадными трубами диаметром 219 мм. В эксплуатационной колонне основного ствола вырезаны два отверстия, с помощью которых боковые стволы, обсаженные эксплуатационными хвостовиками диаметром 146 мм, сообщаются с внутренней полостью эксплуатационной колонны основного ствола. Эксплуатационные хвостовики посредством якорно-пакерующих устройств типа ПХН 219/146 присоединены к эксплуатационной колонне основного ствола. В горизонтальных участках основного ствола и боковых стволах выполнен гидравлический разрыв пласта с образованием трещин разрыва, причем трещины разрыва боковых стволов направлены навстречу трещинам разрыва горизонтального участка основного ствола. Во внутренней полости эксплуатационной колонны размещена лифтовая колонна диаметром 168 мм для добычи высоковязкой нефти из боковых горизонтальных стволов, а внутри нее — колонна насосно-компрессорных труб диаметром 114 мм для закачивания в продуктивный нефтяной пласт через горизонтальный участок основного ствола вытесняющего нефть теплоносителя — подогретую до пластовой температуры воду. Добыча высоковязкой нефти осуществляется путем закачивания через колонну насосно-компрессорных труб, изолированную от внутренней полости эксплуатационной колонны горизонтального участка основного ствола пакером типоразмером 114/219, подогретую до пластовой температуры воду. Теплоноситель из колонны насосно-компрессорных труб через трещины разрыва горизонтального участка основного ствола поступает в зону, расположенную между горизонтальными участками основного ствола и горизонтальными участками боковых стволов, вытесняет вязкую нефть к трещинам разрыва горизонтальных участков боковых стволов, и через них вязкая нефть поступает во внутренние полости эксплуатационных хвостовиков горизонтальных участков боковых стволов и далее во внутреннюю полость лифтовой колонны, через которую вязкая нефть попадает на дневную поверхность фонтанным способом.
Таким образом, предлагаемая конструкция разветвленной скважины обеспечивает надежную и эффективную добычу вязкой нефти из нефтяного пласта, расположенного в зоне многолетнемерзлых пород, за счет одновременной закачки вытесняющего теплоносителя и добычи вязкой нефти из пласта по одной скважине с минимальными затратами.
При этом добыча нефти осуществляется путем ее вытеснения из зоны, расположенной между горизонтальными участками основного ствола и горизонтальными участками боковых стволов, путем закачивания в эту зону теплоносителя, который через трещины разрыва, выполненных в эксплуатационных колоннах основного и боковых стволов, поступает в межстволовую зону.
118
Нефть и газ № 3,, 2016
Список литературы
1. Морис Б. Дюссо. Методы добычи вязкой нефти в мире. - Университет Ватерлоо. Онтарио. Канада, 2008. - С. 67-89.
2. Бекетов С. Б., Кучурин А. Е. Совершенствование техники и технологии добычи нефти с помощью скважин-ных штанговых насосов на месторождениях со слабосцементированными коллекторами // Горный информационно-аналитический бюллетень. - 2012. - № 5. - С. 268-271.
3. Антониади Д. Г. Теория и практика разработки месторождений с высоковязкими нефтями. - Краснодар: Изд-во «Советская Кубань», 2004. - 336 с.
4. Буторин О. И., Пияков Г. Н. Обобщение экспериментальных исследований по определению эффективности применения газового и водогазового воздействия на пласты // Нефтепромысловое дело. - 1995. -№ 8. - С. 54-59.
5. Дубив И. Б. Оценка перспективных технологий разработки сложнопостроенных месторождений высоковязкой нефти на примере Тазовского НГКМ // Бурение и нефть. - 2012. - № 5. - С. 28-30.
6. Патент 2439308 РФ. Е 21 В 43/24. Способ разработки нефтегазоконденсатного месторождения / В. А. Николаев, В. И. Лапшин, С. Г. Рассохин и др. (РФ).- № 2010123970, заяв. 11.06.10; опубл. 10.02.12, бюл. № 1.
7. Пат. № 2366805 РФ. Е 21 В 43/16, 43/26. Способ эксплуатации залежи углеводородов / Г. П. Зозуля, А. В. Кустышев, Н. П. Кузнецов и др. (РФ). -№ 2008101011, заяв. 09.01.08; опубл. 10.09.09, бюл. № 25.
8. Пат. № 101082 РФ. Е 21 В 43/16. Конструкция разветвленной скважины для эксплуатации обводняющихся залежей углеводородов / Д. А. Шаталов, Д. А. Кустышев, К. А. Пилат и др. (РФ). - № 2010135540, заяв. 24.08.10; опубл. 10.01.11, бюл. № 11.
9. Пат. 159252 РФ. Конструкция разветвленной скважины для добычи вязкой нефти из нефтяного пласта / И. В. Чижов, Д. А. Кустышев, М. Д. Антонов и др. (РФ.- № 2015102486, заяв. 26.01.15; опубл 10.02.16, бюл. № 4.
Сведения об авторах Information about the authors
Чижов Иван Васильевич, аспирант, Тюмен- Chizhov I. V., postgraduate of Industrial Uni-
ский индустриальный университет, г. Тюмень, versity of Tyumen, phone: 8(3452)286409 тел. 8(3452)286409
