СПОСОБ ДОБЫЧИ УГЛЕВОДОРОДА С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ИНВЕРСНОЙ ПРОДУКТИВНОЙ СКВАЖИНЫ Российский патент 2001 года по МПК E21B43/00 E21B43/24 

Настоящее изобретение имеет отношение к созданию способа добычи углеводородов из подземного пласта при помощи инверсной продуктивной скважины и в соответствии с одним из своих аспектов касается создания способа добычи углеводородов из подземного пласта при помощи инверсной продуктивной скважины (скважин), которая содержит неинверсный участок (например, вертикальный участок с углом конструкции около 90^o), главным образом горизонтальный участок ствола скважины, который заходит в пласт, и хвостовой участок, который изогнут вверх в направлении к поверхности и заканчивается у вершины пласта или вблизи от нее.

Хорошо известно, что термические операции вторичной добычи обычно используются для добычи тяжелых углеводородов, например, сырой нефти, из подземных пластов (например, из нефтеносных песков). По причине присущей ей высокой вязкости сырая нефть должна быть нагрета на месте нахождения с целью уменьшения ее вязкости, чтобы она могла вытекать из пласта. Вероятно, наиболее известной из термических операций добычи является "возбуждение паром", при которой нефть нагревается на месте нахождения за счет нагнетаемого в скважину водяного пара. Процесс возбуждения паром или нагнетания пара может быть осуществлен либо (а) за счет закачки пара в нагнетательную скважину, с последующим получением углеводородов из отдельной скважины, либо (б) за счет закачки пара и последующего получения флюидальной среды из одной и той же скважины.

При проведении обычной операции добычи при нагнетании пара с использованием силы тяжести производят нагнетание пара через одну скважину, в то время как флюидальные среды пласта (например, нефть) добывают через смещенные от нее продуктивные скважины. Эти продуктивные скважины обычно имеют главным образом вертикальные стволы скважин, имеющие крепление обсадными трубами по меньшей мере на глубину, которая лежит вблизи от вершины нефтеносного песка. Нижний конец ствола скважины после этого заканчивают при помощи гравийной набивки (или чего-то аналогичного) через продуктивный интервал (горизонт).

Пар закачивают через нагнетательную скважину в течение начального периода (например, от 3 до 24 месяцев) для того, чтобы установить тепловое сообщение (теплопередачу) между нагнетательной скважиной и продуктивными скважинами. В течение этого начального периода нагнетания каждая продуктивная скважина может быть использована либо для добычи холодной нефти с малой производительностью, либо может возбуждаться циклично за счет нагнетания пара собственно в продуктивную скважину. Более высокие уровни производительности нормально достигаются только после установления теплопередачи между скважинами.

При проведении операции возбуждения паром, такой как описанная выше, производят нагнетание пара вниз в нагнетательную скважину и из нее в пласт. По причине своей относительно малой плотности пар в ходе нагнетания имеет тенденцию к подъему к вершине пласта. Эта естественное гравитационное разделение приводит к созданию "коллектора пара" вдоль вершины пласта, что, в свою очередь, приводит к раннему прорыву пара и меньшему чем 100 % эффекту вытеснения паром через пласт.

Это особенно относится к случаю заканчивания продуктивной скважины у вершины слоя нефтеносного песка, где пар после прорыва входит в продуктивную скважину и поднимается вверх через кольцевое пространство продуктивной скважины. Это приводит к существенной потере дорогого пара и в то же самое время может создавать сильное противодавление и проблемы с накачкой, которые серьезно ухудшают процесс добычи нефти из пласта.

При закачке водяного пара указанного типа обнаружили, что более высокие скорости добычи нефти обычно получают в течение периода от 1 до 3 месяцев ранее прорыва пара в продуктивную скважину. Для того, чтобы задержать прорыв пара и за счет этого сохранить его в пласте в течение более длительного периода, продуктивные скважины часто крепят обсадными трубами на большую глубину до уровня, лежащего в пределах пласта, в результате чего изолируется верхний участок пласта вне обсадной трубы. Несмотря на то, что за счет удлиненной обсадной трубы удается задержать прорыв пара, однако, это может приводить также к снижению добычи горячей нефти, так как коллектор пара теперь будет располагаться на существенном вертикальном расстоянии над любыми отверстиями в обсадной трубе и/или в фильтре (хвостовике), что позволяет проникать в скважину только холодной нефти.

Были предложены и другие технологии для улучшения добычи сырой нефти из пласта за счет улучшения эффективности вытеснения (нефти) закаченным паром по объему пласта. В соответствии с одной из таких технологий предусмотрена закачка пены или другого блокирующего поток материала в формацию для заполнения ранее вытесненных (очищенных от нефти) и/или более проницаемых зон пласта, до того, как производят закачку пара. В соответствии с другой из таких технологий предусмотрено бурение горизонтальных скважин в пласте для пересечения естественных систем разлома пласта и для создания длинного интервала заканчивания внутри пласта. В соответствии с настоящим изобретением предусмотрен иной способ добычи тяжелых углеводородов из пласта, в соответствии с которым используют "инверсные" продуктивные скважины, что, в свою очередь, обеспечивает явные преимущества по сравнению как с вертикальными, так и с горизонтальными продуктивными скважинами.

В соответствии с настоящим изобретением преложен способ с использованием "инверсной" продуктивной скважины для добычи углеводородов из подземного пласта. Продуктивная скважина в соответствии с настоящим изобретением является "инверсной"; это означает, что по меньшей мере ее конечный участок инвертирован, то есть конец этого участка изогнут вверх в направлении к поверхности. Более конкретно, инверсная скважина в соответствии с настоящим изобретением имеет главным образом вертикальный (с углом конструкции около 90^o) неинверсный участок, который идет от поверхности до глубины, главным образом смежной с вершиной указанного пласта; интегральный (выполненный в виде единого целого с предыдущим участком) главным образом горизонтальный участок, который проходит в указанном пласте; и интегральный, изогнутый вверх хвостовой участок, который заканчивается вблизи вершины пласта.

Обычно продуктивная скважина имеет крепление обсадными трубами ориентировочно на всей длине главным образом вертикального, неинверсного участка ствола скважины, а остальной ствол скважины заканчивают в соответствии с хорошо известными методиками заканчивания (например, он может иметь крепление обсадными трубами с перфорациями, может быть использовано заканчивание с открытым отверстием или гравийная набивка и т.п.). Колонну добычных труб, которая может содержать гидропоршневой насос (не показан) на своем нижнем конце, устанавливают в стволе скважины, преимущественно так, что она заканчивается в пределах неинверсного участка ствола скважины. Однако следует иметь в виду, что место впуска трубы насоса в стволе скважины может быть изменено в ходе срока службы продуктивной скважины в соответствии с реальной производительностью скважины.

Инверсная продуктивная скважина в соответствии с настоящим изобретением может быть использована при различных типах операций добычи с закачкой пара. Например, множество инверсных продуктивных скважин может быть размещено вокруг центральной паровой нагнетательной скважины в соответствии с обычной картиной закачки, например, в виде пяти или девяти точек или в линию. После закачки через нагнетательную скважину пар мигрирует вверх с образованием "коллектора пара" в пласте. Преимущественно при использовании указанных картин размещения скважин хвостовой участок каждого инверсного ствола скважины обращен в сторону нагнетательной скважины и заканчивается у вершины пласта или вблизи от нее, так что он лежит внутри коллектора пара (когда этот коллектор уже образован) или вблизи от него.

Горизонтальное построение с большим углом инверсного ствола скважины в соответствии с настоящим изобретением существенно увеличивает длину законченного продуктивного интервала внутри пласта и может существенно уменьшить нижний конус обводнения в пределах формации. Кроме того, так как хвост или окончание ствола скважины расположены вблизи вершины пласта (то есть внутри коллектора пара или вблизи от него), и так как впуск добычной трубы и насоса (если он есть) локализован на неинверсном участке скважины, то горячая нефть и вода из формации побуждаются к втеканию из хвоста ствола скважины вниз через полную законченную длину ствола скважины, пока нагретые жидкости не доходят до впуска трубы/насоса. Эти нагретые жидкости обеспечивают хороший нагрев за счет теплопроводности вдоль этого интервала, в результате чего добыча нефти возрастает в сравнении с тем, что наблюдается в холодном интервале.

Кроме того, так как пар входит в хвостовую часть ствола скважины и конденсируется, то далее он идет в виде горячей воды через впуск трубы/насоса, а не проходит через кольцевое пространство скважины, как в известных ранее системах, в результате чего главным образом устраняется любое обратное давление (противодавление) относительно давления в пласте, что в свою очередь, способствует повышению добычи нефти. Более того, выход пара через хвостовой участок может быть уменьшен, если это нужно, за счет установки мостовой пробки (или другого аналогичного элемента) на хвостовом участке ствола скважины для блокировки текущего вниз через хвостовой участок потока пара. Местоположение указанной пробки или дополнительных пробок в течение срока службы продуктивной скважины может быть изменено для компенсации увеличенного входа пара в хвостовой участок ствола скважины.

В соответствии с другим вариантом настоящего изобретения, единственная инверсная скважина может быть использована в качестве как паровой нагнетательной, так и продуктивной скважины при закачке пара, за счет размещения колонны добычных труб внутри ствола скважины и удлинения нагнетательной трубы до ее ввода в хвостовой участок ствола скважины. Нагнетательная труба может проходить внутри через продуктивную трубу или же может пролегать сбоку рядом с продуктивной трубой. Через нагнетательную трубу пар закачивают в хвостовой участок ствола скважины для осуществления нагрева нефти в верхней части пласта, так что она может втекать в расположенный ниже ствол скважины и затем протекать через продуктивную трубу.

Конкретное функционирование и явные преимущества настоящего изобретения будут более ясны из последующего детального описания, приведенного в качестве примера со ссылкой на сопроводительные чертежи, на которых одинаковыми позициями показаны аналогичные узлы.

На фиг. 1 показана вертикальная проекция в сечении нижнего конца продуктивной скважины, используемой при операции добычи нефти с закачкой водяного пара, причем скважина закончена в соответствии с известной ранее технологией.

На фиг. 2 показана вертикальная проекция в сечении нижнего конца инверсной продуктивной скважины, которая закончена в соответствии с настоящим изобретением.

На фиг. 3 показана вертикальная проекция в сечении нижнего конца инверсной продуктивной скважины, которая закончена в соответствии с настоящим изобретением, а также показан нижний конец связанной с ней удаленной паровой нагнетательной скважины.

На фиг. 4 показан вид в плане типичной картины закачки водяного пара, в которой может быть использовано настоящее изобретение.

На земном шаре имеются существенные запасы тяжелых углеводородов (именуемых здесь коллективно "сырая нефть"), которые имеют такую большую вязкость, что их добыча за счет использования технологий первичной добычи является экономически неэффективной. Для осуществления добычи нефти из таких пластов обычно используют тепловые технологии, в соответствии с которыми нагревают сырую нефть на месте нахождения для снижения ее вязкости до уровня, достаточного для ее протекания из пласта в продуктивную скважину. Одним из хорошо известных и наиболее широко используемых тепловых процессов является так называемое "возбуждение паром", в соответствии с которым предусматривают закачку пара в скважину и далее в пласт для нагрева сырой нефти.

В соответствии с типичным известным процессом возбуждения паром (фиг. 1) пар 12 закачивают в нагнетательную скважину (не показана) и из нее в продуктивный пласт (например, в нефтеносный песок 11) в направлении продуктивной скважины 10 (фиг. 1). Как это показано на фиг. 1, скважина 10а имеет главным образом вертикальный ствол скважины, который укреплен обсадными трубами (обсадная труба 13) и зацеменирован (не показано) ориентировочно до глубины на уровне вершины 14 слоя нефтеносного песка. Нижний участок ствола скважины 10а имеет "гравийную набивку", примыкающую к продуктивному интервалу нефтеносного песка 11 (например, он закончен фильтром (хвостовиком) 15 с щелевидными отверстиями, который, в свою очередь, окружен гравийной набивкой 16). Продуктивная труба 18, которая может иметь гидропоршневой насос на ее нижнем конце (не показан), проходит в стволе скважины и служит для подачи на поверхность нефти из пласта.

Так как пар 12 находится главным образом в паровой фазе, то его плотность существенно ниже, чем плотность как сырой нефти, так и пластовой воды, что заставляет пар подниматься к вершине пласта, когда он выходит наружу из скважины. Эта естественная гравитационная сегрегация пара в типичном пласте сырой нефти обычно приводит к образованию "коллектора пара" 17, который покрывает вершину слоя нефтеносного песка 11. В свою очередь, это почти всегда приводит к раннему прорыву пара у ствола скважины 10, с меньшим чем 100% вытеснением паром нефти из пласта.

После того, как произошел прорыв, пар поступает в кольцевое пространство 19, что приводит к существенной потере вводимого в пласт тепла. Кроме того, этот ранний прорыв обычно создает противодавление относительно существующего в пласте давления, что может снижать добычу нефти и может приводить к серьезным проблемам, связанным с работой гидропоршневого насоса.

Для того, чтобы противодействовать раннему прорыву пара, в известных ранее продуктивных скважинах, таких как вертикальный ствол скважины 10, в некоторых случаях ствол скважины крепят обсадными трубами до большей глубины (то есть на некотором расстоянии в пределах слоя нефтеносного песка 11). Как это показано на фиг. 1, вершина слоя нефтеносного песка 11 будет теперь лежать на уровне 14а. Это приводит к изоляции верхнего участка слоя нефтеносного песка, лежащего позади дополнительного крепления обсадными трубами ствола скважины. Несмотря на то, что подобная конфигурация нормально тормозит прорыв пара, она также вероятно тормозит добычу нефти, так как горизонтальная граница раздела пара (пунктирная линия 17а) будет теперь находиться на существенном расстоянии по вертикали над всеми перфорациями в обсадной трубе 13 и/или над отверстиями в фильтре 15, в результате чего допускается отбор только холодной нефти из нефтеносного песка.

Обратимся теперь к рассмотрению фиг. 2-4, на которых показан пример способа в соответствии с настоящим изобретением, описанный далее более подробно. В соответствии с настоящим изобретением, продуктивная скважина 20 представляет собой "инверсную" скважину; это означает, что по меньшей мере концевой или хвостовой участок ствола скважины является инверсным. Используемый везде в настоящем описании и в формуле изобретения термин "инверсная скважина" или "инверсный ствол скважины" означает, что ствол скважины изгибается или отклоняется от вертикали в горизонтальном направлении и затем изгибается вверх в направлении к поверхности, когда производят бурение ствола скважины через указанный пласт.

Как это лучше всего показано на фиг. 2 (не в масштабе), инверсный ствол скважины 20 отклоняется от вертикального неинверсного участка 20а в горизонтальном направлении (начало участка 20b), когда этот ствол входит в пласт 11, затем преимущественно имеет горизонтальный участок 20b (при этом длина участка 20b зависит от конкретного вида пласта) вблизи основания пласта 11, а затем изгибается вверх в сторону поверхности. Идущий вверх участок ствола скважины образует хвостовой участок 20с, который заканчивается вблизи от вершины 14 пласта или слоя нефтеносного песка 11. Специалисты легко поймут, что бурение такой скважины не вызывает труда и может быть осуществлено при помощи имеющегося на рынке оборудования (например, при помощи отклонителей, скважинных двигателей, скважинных кривых переводников и пр.).

Обычно продуктивная скважина 20 имеет крепление при помощи обсадных труб (например, содержит обсадную трубу 22) и зацементирована (не показано) главным образом вдоль всего неинверсного участка 20а ствола скважины. Остальная часть ствола скважины (то есть участки 20b и 20с), которая будет образовывать продуктивный интервал скважины, затем заканчивается в соответствии с подходящей известной технологией заканчивания (например, при помощи крепления обсадными трубами с перфорациями, при помощи заканчивания с открытым отверстием, при помощи гравийной набивки и пр.). Колонну продуктивных труб 23, которая может иметь на своем нижнем конце гидропоршневой насос (не показан), опускают в ствол скважины таким образом, что ее впуск (то есть нижний конец) располагается у нижнего конца (или вблизи от него) неинверсного участка ствола скважины 20 (то есть в пределах главным образом вертикального или горизонтального участка скважины).

Инверсная продуктивная скважина в соответствии с настоящим изобретением может быть использована в самых различных операциях добычи с закачкой водяного пара. Одна из таких операций показана на фиг. 3 (не в масштабе), где инверсная продуктивная скважина 20 представляет собой одну из множества продуктивных скважин, расположенных со смещением относительно нагнетательной скважины 21. Продуктивные скважины 20 могут располагаться вокруг центральной нагнетательной скважины 21 в виде типичной 5- элементной картины (фиг. 4); однако с таким же успехом они могут располагаться и в соответствии с другими известными картинами (например, в виде 9-элементной картины, в одну линию и пр.).

Как это показано на фиг. 3, инверсный ствол скважины 20 преимущественно отклоняется в сторону нагнетательной скважины 21, причем его хвостовой участок 20с заканчивается у вершины 14 пласта 11 или вблизи от нее. Пар 12, который закачивают через перфорации 21а в скважине 21, мигрирует вверх с образованием коллектора пара 17 в верхней части формации, аналогично описанному для известных операций закачки пара. Далее будет подробно объяснено, что инверсия ствола скважины 20 происходит таким образом, что он заканчивается вблизи от вершины пласта (то есть в контакте с коллектором пара 17), обеспечивает множество преимуществ по сравнению с ранее использованными продуктивными скважинами с закачкой пара.

Например, горизонтальный характер с большим углом инверсного ствола скважины существенно увеличивает длину законченного продуктивного интервала в пределах пласта и может существенно уменьшить нижний (донный) конус обводнения внутри формации. Кроме того, так как хвост или окончание ствола скважины расположены вблизи вершины слоя нефтеносного песка и находится в контакте с коллектором пара 17, и так как впуск добычной трубы 23 и насоса (если он есть) локализован на неинверсном участке скважины, то горячая нефть и вода из формации побуждаются к втеканию из хвоста 20с ствола скважины вниз через остальной законченный интервал ствола скважины, пока нагретые жидкости не доходят до впуска трубы/насоса. Эти нагретые жидкости обеспечивают хороший нагрев за счет теплопроводности вдоль этого полного интервала, в результате чего добыча нефти возрастает в сравнении с тем, что наблюдается в холодном интервале пласта.

Другое преимущество, связанное с использованием инверсной скважины в соответствии с настоящим изобретением, возникает в результате того факта, что гравитация создает тенденцию накопления пара у вершины пласта (то есть в коллекторе пара 17), где давление пласта самое низкое. Это побуждает имеющие более высокое давление флюидальные среды пласта, находящиеся под коллектором пара, втекать в ствол скважины. Более того, в том случае, когда разность силы тяжести и давления недостаточна для предотвращения входа пара в ствол скважины, тогда пар может конденсироваться в жидкость при его перемешивании с имеющими более высокое давление флюидальными продуктивными средами пласта и будет перемещаться в направлении впуска трубы и/или насоса на не инверсном участке 20а ствола скважины.

Кроме того, так как пар входит в хвостовую часть 20с ствола скважины и конденсируется, то происходит изменение обычного явления прорыва пара у продуктивной скважины. В этом случае пар больше не создает противодавление относительно давления в пласте, что обычно приводит к существенному снижению добычи из пласта. Сконденсированный пар идет в виде горячей воды через впуск трубы/насоса, а не проходит через кольцевое пространство скважины и через кожух связанной с ней системы сбора пара (CVRS), как в большинстве известных ранее систем, используемых в типичных случаях закачки пара.

Кроме того, более высокая температура добытых флюидальных сред снижает расходы на обработку нефти на поверхности, так как требуется (1) меньше горючего для систем нагрева/обработки и/или (2) меньше химикалей. Стоимость обработки горячих флюидальных сред, протекающих в трубопроводе, намного меньше стоимости обработки потока водяного пара в типичной системе CVRS. Другой недостаток прохождения пара в типичной системе CVRS, когда происходит прорыв пара у продуктивной скважины, заключается в том, что полное давление системы CVRS для всех скважин может возрастать, в результате чего создается противодавление (и, следовательно, снижается добыча нефти) от всех других продуктивных скважин, подсоединенных к CVRS.

Обратимся теперь вновь к рассмотрению фиг. 2, на которой показано, что прохождение пара из коллектора пара 17 через хвостовой участок 20с может быть уменьшено, если это необходимо, за счет установки мостовой пробки 25 (или другого аналогичного элемента) внутри хвостового участка 20с, в точке, расположенной ниже по течению относительно коллектора пара 17, причем эта пробка будет блокировать поток пара, текущий вниз из хвостового участка 20с в смежные участки ствола скважины. В обычной вертикальной скважине или в настоящей горизонтальной скважине, где ствол скважины заканчивается у основания пласта, а коллектор пара существует у его вершины, мостовая пробка 25 (или другой аналогичный элемент) не может быть использована без закупорки как нефтяной зоны, так и коллектора пара, что неприемлемо.

Другое преимущество, связанное с использованием инверсной продуктивной скважины в соответствии с настоящим изобретением, заключается в том, что полный интервал заканчивания внутри ствола скважины находится в контакте с горячими флюидальными средами главным образом с самого начала закачки пара. Текущие из коллектора пара в области ствола скважины горячие флюидальные среды позволяют переносить теплоту к холодную нижнюю область пласта вблизи ствола скважины. Теплопередача при помощи горячих флюидальных сред повышает производительность добычи нефти в сравнении со случаем холодного нижнего интервала ствола скважины.

Кроме того, инверсная продуктивная скважина позволяет располагать впуск продуктивной трубы/насоса в различных точках ствола скважины в течение продуктивного срока службы скважины. Например, впуск может быть размещен ближе к области коллектора пара 17, если большой объем нефти получают из этой зоны. Аналогично указанному, впуск может быть размещен выше на неинверсном участке ствола скважины для установки такого уровня флюидальной среды в стволе скважины, который будет тормозить избыточное поступление пара из коллектора пара 17. Действительное положение впуска трубы/насоса диктуется изменяющейся динамикой закачки пара в скважину, например, ростом объема коллектора пара, количеством воды и пр.

В соответствии с другим вариантом настоящего изобретения, единственная инверсная скважина 20 может быть использована как в качестве нагнетательной скважины, так и в качестве продуктивной скважины. Как это показано на фиг. 2, колонна нагнетательных труб (показанная пунктирной линией 30) проходит внутри через продуктивную трубу 23 и продолжается в стволе скважины до хвостового участка 20с. Следует иметь в виду, что нагнетательная труба 30 альтернативно может проходить в стволе скважины сбоку от продуктивной трубы 23, если это нужно. Пакер 31 (или другой аналогичный элемент) может быть установлен для изоляции зоны нагнетания, в которую производят закачку пара, в пределах хвостового участка 20с. Пар нагревает нефть в пласте 11 аналогично тому, как это происходит в предыдущем случае, причем нагретые флюидальные среды протекают вниз внутрь ствола скважины, ниже зоны закачки, где они поступают в продуктивную трубу 23. Закачка пара через длинную колонну труб 30 будет дополнительно усиливать нагрев законченного интервала ствола скважины.

Использование инверсной продуктивной скважины в соответствии с настоящим изобретением может дополнительно улучшить экономику закачки пара за счет устранения времени задержки, обычно связанного с установлением теплопередачи или тепловой связи между вертикальными скважинами. Когда инверсная скважина направлена в сторону нагнетательной скважины (фиг, 3), тогда теплопередача в боковой или горизонтальной плоскости также существенно улучшается.

Кроме того, ствол скважины может быть тампонирован (закупорен) для уменьшения его длины, когда закаченный пар в действительности движется по пласту 11, так что ствол скважины остается в контакте с коллектором пара как в вертикальной, так и в горизонтальной плоскостях в течение всего продуктивного срока службы скважины. Это также позволяет размещать край интервала заканчивания в непрерывном контакте с передней кромкой коллектора пара. Кроме того, использование инверсных скважин устраняет необходимость в циклической подаче пара, который обычно закачивают в продуктивные скважины в течение первых нескольких лет для возбуждения паром добычи нефти.

Дополнительное преимущественно, связанное с использованием инверсного ствола скважины, заключается в том, что при этом обеспечивается улучшение гравийной набивки горизонтальных участков ствола скважины. Спусковая колонна (например, бурильная труба), которая обычно используется для подачи гравийной пульпы в ходе операции гравийной набивки, может быть установлена в башмаке или в фильтре с щелевидными отверстиями у хвостового участка ствола скважины, в результате чего гравий может переноситься (протекать) вниз от хвостового участка 20с и поступать в горизонтальный участок 20b скважины, что позволяет благоприятно использовать силу тяжести инверсного участка для переноса гравия в горизонтальный участок ствола скважины.

Подводя итог, можно сказать, что применение инверсной продуктивной скважины в операции закачки пара увеличивает и ускоряет теплопередачу между нагнетательной и продуктивными скважинами, одновременно сводя к минимуму вероятность прорыва пара у продуктивных скважин. Кроме того, применение инверсных продуктивных скважин обеспечивает такие типичные преимущества, которые обычно получают за счет использования традиционных горизонтальных скважин (например, длинные продуктивные интервалы и уменьшенный донный конус обводнения). Более того, стоимость циклической закачки пара может быть снижена; первоначальная задержка добычи горячей нефти может быть снижена до 2 лет в сравнении со случаем типичной закачки пара; может быть улучшено использование теплоты (как в самом пласте, так и вдоль ствола скважины) для увеличения добычи нефти; причем прорыв пара может быть снижен или задержан. Все указанное благоприятно влияет на экономику и качественные характеристики операции закачки пара за счет использования инверсных продуктивных скважин.

Изобретение касается добычи углеводородов из подземного пласта. Обеспечивает повышение эффективности добычи в сравнении с вертикальными и горизонтальными продуктивными скважинами. Сущность изобретения: по способу закачивают пар в пласт для нагрева углеводородов и добывают их через продуктивную скважину, имеющую инверсный ствол, который заходит в пласт и закачивается вблизи вершины этого пласта. В пределах пласта инверсную скважину оборудуют. Она содержит вертикальный участок, идущий от поверхности до глубины вершины пласта, горизонтальный участок в виде единого целого с неинверсным участком и заходящий в пласт, изогнутый вверх хвостовой участок в виде единого целого с горизонтальным участком, идущий вверх и оканчивающийся вблизи вершины пласта. В указанный пласт закачивают пар для нагрева углеводородов и добывают их. Скважина для добычи углеводородов содержит вертикальный участок до глубины, смежной с вершиной пласта, горизонтальный участок в виде единого целого с вертикальным участком, заходящим в пласт, и изогнутый вверх хвостовой участок в виде единого целого с горизонтальным участком, оканчивающийся вблизи вершины пласта. 3 с. и 13 з.п.ф-лы, 4 ил.

1. Способ добычи углеводородов из подземного пласта, заключающийся в закачке пара в указанный пласт для нагрева углеводородов и добыче нагретых углеводородов через продуктивную скважину, имеющую инверсный ствол скважины, который заходит в указанный пласт и заканчивается вблизи вершины указанного пласта. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что указанный инверсный ствол скважины содержит главным образом вертикальный неинверсный участок с углом конструкции около 90^o, идущий от поверхности ориентировочно до вершины указанного пласта, главным образом горизонтальный участок, выполненный в виде единого целого с указанным неинверсным участком и заходящий в указанный пласт и изогнутый вверх хвостовой участок, выполненный в виде единого целого с указанным главным образом горизонтальным участком, идущий вверх и оканчивающийся вблизи вершины пласта. 3. Способ по п.2, отличающийся тем, что нагретые углеводороды получают через колонну продуктивных труб, которая установлена внутри ствола скважины и идет от поверхности до точки, главным образом смежной с нижним краем указанного неинверсного участка ствола скважины. 4. Способ по п. 3, отличающийся тем, что он включает в себя установку элемента закупорки в пределах указанного хвостового участка для блокирования потока пара от хвостового участка в горизонтальный участок ствола скважины. 5. Способ по п.4, отличающийся тем, что он включает в себя изменение положения указанного элемента закупорки в пределах хвостового участка ствола скважины в течение срока службы продуктивной скважины для компенсации увеличения входа пара в этот хвостовой участок. 6. Способ добычи углеводородов из подземного пласта, отличающийся тем, что он включает в себя следующие операции: оборудование инверсной продуктивной скважины в пределах указанного пласта, причем продуктивная скважина содержит главным образом вертикальный неинверсный участок с углом конструкции около 90^o, идущий от поверхности ориентировочно до глубины, расположенной на уровне вершины указанного пласта, главным образом горизонтальный участок, выполненный в виде единого целого с указанным неинверсным участком и заходящий в указанный пласт; и изогнутый вверх хвостовой участок, выполненный в виде единого целого с указанным главным образом горизонтальным участком и идущий вверх и оканчивающийся вблизи вершины пласта; закачку пара в указанный пласт для того, чтобы нагреть углеводороды; и добычу нагретых углеводородов через указанную продуктивную скважину. 7. Способ по п.6, отличающийся тем, что закачку пара производят через нагнетательную скважину, которая смещена относительно продуктивной скважины. 8. Способ по п.6, отличающийся тем, что закачку пара производят через указанный хвостовой участок инверсной продуктивной скважины. 9. Способ по п.8, отличающийся тем, что углеводороды доставляют на поверхность через колонну продуктивных труб, которая размещена внутри ствола скважины и идет от поверхности ориентировочно до глубины, расположенной главным образом вблизи от нижнего конца указанного неинверсного участка ствола скважины. 10. Способ по п.8, отличающийся тем, что он включает в себя установку элемента закупорки в пределах хвостового участка для блокирования потока пара от него в горизонтальный участок ствола скважины. 11. Способ по п.10, отличающийся тем, что он включает в себя изменение положения указанного элемента закупорки в пределах хвостового участка ствола скважины в течение срока службы продуктивной скважины для компенсации увеличения входа пара в этот хвостовой участок. 12. Продуктивная скважина для добычи углеводородов из подземного пласта, отличающаяся тем, что она содержит инверсный ствол скважины, который имеет главным образом вертикальный неинверсный участок с углом конструкции около 90^o, идущий от поверхности до глубины главным образом смежной с вершиной указанного пласта, главным образом горизонтальный участок, выполненный в виде единого целого с указанным неинверсным участком и заходящий в указанный пласт, и изогнутый вверх хвостовой участок, выполненный в виде единого целого с указанным главным образом горизонтальным участком, идущий вверх и оканчивающийся вблизи вершины пласта. 13. Продуктивная скважина по п.12, отличающаяся тем, что инверсный ствол скважины укреплен обсадными трубами главным образом на всем указанном неинверсном участке. 14. Продуктивная скважина по п.13, отличающаяся тем, что она содержит колонну продуктивных труб, которая установлена внутри ствола скважины и идет от поверхности по меньшей мере до глубины, главным образом смежной с нижним концом указанного неинверсного участка ствола скважины. 15. Продуктивная скважина по п.14, отличающаяся тем, что она содержит пробку, которая установлена внутри указанного хвостового участка для блокирования потока внутри него. 16. Продуктивная скважина по п.15, отличающаяся тем, что она содержит колонну нагнетательных труб, которая установлена внутри указанного ствола скважины и идет от поверхности до точки, расположенной в пределах указанного хвостового участка ствола скважины.