СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ ИЛИ БИТУМА Российский патент 2006 года по МПК E21B43/24 

Изобретение относится к области разработки месторождений углеводородов двухустьевыми скважинами и может быть использовано для добычи высоковязкой нефти или битума.

Известен способ эксплуатации двухустьевой горизонтальной скважины, включающий вскрытие продуктивного пласта, насыщенного высоковязкой нефтью или битумом, горизонтальным стволом и его крепление обсадной эксплуатационной колонной, оборудование устья, перфорацию и освоение скважины. После установки оборудования для отбора углеводородов на втором устье скважину осваивают и начинают добычу из устьев и при приближении контура заводнения к месту установки пакера внутритрубное пространство эксплуатационной колонны в интервале установки пакера перекрывают, например, полимерным тампоном и устье, расположенное на стороне, противоположной направлению перемещения контура заводнения, используют для нагнетания жидкого или газообразного агента для поддержания пластового давления, а противоположное устье - для добычи углеводородов (Патент РФ №2159317, кл. Е 21 В 43/20, опубл. 2000.11.20 - прототип).

Известный способ обеспечивает повышение добычи углеводородов за счет увеличения проходного сечения эксплуатационной колонны, как минимум, в два раза. Однако способ обладает низкой эффективностью подъема вязких нефтей или битумов, так как характеризуется дискретным режимом подъема продукции, что связано с использованием естественной энергии пласта.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума, включающий бурение двухустьевой горизонтальной скважины, крепление ее эксплуатационной колонной, протаскиваемой с одного устья по стволу к другому совместно с пакерами для установки последних в кровле продуктивного пласта, подъем и подачу нефти в выкидную линию на одном из устьев скважины. Устьевые участки эксплуатационной колонны соединяют между собой наземным участком в виде дугообразного трубопровода с идентичным внутренним диаметром с образованием замкнутого канала, упомянутый наземный участок которого закрепляют на опорной раме приводного узла. Для этого в эксплуатационной колонне размещают дополнительную колонну, выполняющую функцию насосно-компрессорной трубы в подземной части и имеющую перфорационные каналы для сообщения с продуктивным пластом. В полости дополнительной колонны на равноудаленных расстояниях друг от друга устанавливают систему цилиндрических элементов, соединенных между собой посредством силовых тяг с формированием замкнутой тяговой системы. Участки подземной части колонны насосно-компрессорных труб от устьев скважины до границ перфорационного участка эксплуатационной колонны совместно с упомянутыми цилиндрическими элементами образуют поршневые насосные пары. В процессе эксплуатации осуществляют принудительное перемещение системы цилиндрических элементов с помощью приводного узла с непрерывным последовательным вытеснением нефти из колонны насосно-компрессорных труб посредством упомянутых выше поршневых насосных пар (Патент РФ №2246001, кл. Е 21 В 43/24, опубл.2005.02.10 - прототип).

Известный способ не позволяет разрабатывать залежь с высокой нефтеотдачей вследствие малого поступления высоковязких пластовых флюидов в скважину.

В предложенном способе решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки залежи высоковязкой нефти или битума, включающем бурение двухустьевой скважины, крепление ее эксплуатационной колонной, отбор продукции из скважины, согласно изобретению отбор продукции проводят попеременно с закачкой теплоносителя, для чего закачивают теплоноситель через первое устье до выхода теплоносителя через второе устье скважины, отбирают продукцию через первое устье скважины до снижения температуры до 20-40°С, закачивают теплоноситель через второе устье до выхода теплоносителя через первое устье скважины, отбирают продукцию через второе устье скважины до снижения температуры до 20-40°С, закачку и отбор в таком режиме продолжают до выработки запасов залежи.

Признаками изобретения являются:

1) бурение двухустьевой скважины;

2) крепление скважины эксплуатационной колонной;

3) отбор продукции из скважины;

4) отбор продукции попеременно с закачкой теплоносителя;

5) закачка теплоносителя через первое устье до выхода теплоносителя через второе устье скважины;

6) отбор продукции через первое устье скважины до снижения температуры до 20-40°С;

7) закачка теплоносителя через второе устье до выхода теплоносителя через первое устье скважины;

8) отбор продукции через второе устье скважины до снижения температуры до 20-40°С;

9) закачка и отбор до выработки запасов залежи.

Признаки 1-3 являются общими с прототипом, признаки 4-9 являются существенными признаками изобретения.

Сущность изобретения

При разработке залежи высоковязкой нефти или битума особенно актуальной является задача повышения нефтеотдачи залежи. Решение задачи осложняется высокой вязкостью пластовых флюидов и сложностью подвода тепла в продуктивные пласты. Применение двухустьевых скважин позволяет осуществить закачку теплоносителя и отбор продукции в циклическом режиме, чем и определяется достижение высокой нефтеотдачи залежи.

Двухустьевую скважину крепят эксплуатационной колонной. Эксплуатационную колонну перфорируют в интервале продуктивного пласта. Через первое устье в скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб до кровли продуктивного пласта. По колонне насосно-компрессорных труб в скважину закачивают теплоноситель - водяной пар с температурой 150-200°С. Закачку пара продолжают до появления воды на втором устье скважины. Прекращают закачку пара, опускают колонну насосно-компрессорных труб до нижней части скважины и отбирают продукцию по колонне насосно-компрессорных труб через первое устье. Первоначально температура продукции высока. Постепенно по мере остывания продуктивного пласта температура продукции снижается. При снижении температуры до 20-40°С отбор продукции прекращают. Поднимают колонну насосно-компрессорных труб из скважины. Спускают колонну насосно-компрессорных труб в скважину через второе устье до кровли продуктивного пласта и закачивают по ней пар до появления воды на первом устье скважины. Прекращают закачку пара, опускают колонну насосно-компрессорных труб до нижней части скважины и отбирают продукцию по колонне насосно-компрессорных труб через второе устье скважины до снижения температуры до 20-40°С. Закачку и отбор в таком режиме продолжают до выработки запасов залежи.

Такая технология позволяет отбирать продукцию непосредственно из прогретого места продуктивного пласта, за счет чего повышается нефтеотдача залежи.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают залежь высоковязкой нефти со следующими характеристиками: средняя глубина - 200 м, начальная пластовая температура - 8°С, пластовое давление -0,1 МПа, толщина продуктивного пласта - 26 м, пористость коллектора - 26%, проницаемость - 3 мкм², нефтенасыщенность - 87%, вязкость нефти -12000 мПа·с, плотность нефти - 933 кг/м³.

На залежи бурят двухустьевую скважину с расстоянием между устьями 100 м. Основную часть скважины проводят по подошве продуктивного пласта на глубине 213 м. Скважину крепят эксплуатационной колонной. Эксплуатационную колонну перфорируют в интервале продуктивного пласта. Через первое устье в скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб до кровли продуктивного пласта на глубине 187 м. По колонне насосно-компрессорных труб в скважину закачивают теплоноситель - водяной пар с температурой 200°С. Закачку пара продолжают в течение 50 сут., т.е. до появления воды на втором устье скважины. Прекращают закачку пара, опускают колонну насосно-компрессорных труб до нижней части скважины на глубине 213 м и отбирают продукцию по колонне насосно-компрессорных труб через первое устье. Первоначально температура продукции составляет 90°С. При снижении температуры до 20°С отбор продукции прекращают. Поднимают колонну насосно-компрессорных труб из скважины. Спускают колонну насосно-компрессорных труб в скважину через второе устье до кровли продуктивного пласта на глубине 187 м и закачивают по ней пар с температурой 200°С до появления воды на первом устье скважины. Прекращают закачку пара, опускают колонну насосно-компрессорных труб до нижней части скважины на глубине 213 м и отбирают продукцию по колонне насосно-компрессорных труб через второе устье скважины до снижения температуры до 20°С. Закачку и отбор в таком режиме продолжают в течение 5 лет до выработки запасов залежи.

В результате разработки участка залежи достигаемая нефтеотдача составляет 93%, в то время как оценка нефтеотдачи по прототипу равна 50%.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи высоковязкой нефти или битума.

Изобретение относится к области разработки месторождений углеводородов двухустьевыми скважинами и может быть использовано для добычи высоковязкой нефти или битума. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи. Сущность изобретения: при разработке залежи высоковязкой нефти или битума ведут бурение двухустьевой скважины, крепление ее эксплуатационной колонной и отбор продукции из скважины. Отбор продукции проводят попеременно с закачкой теплоносителя. Для этого закачивают теплоноситель через первое устье до выхода теплоносителя через второе устье скважины. Отбирают продукцию через первое устье скважины до снижения температуры до 20-40°С. Закачивают теплоноситель через второе устье до выхода теплоносителя через первое устье скважины. Отбирают продукцию через второе устье скважины до снижения температуры до 20-40°С. Закачку и отбор в таком режиме продолжают до выработки запасов залежи.

Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума, включающий бурение двухустьевой скважины, крепление ее эксплуатационной колонной, отбор продукции из скважины, отличающийся тем, что отбор продукции проводят попеременно с закачкой теплоносителя, для чего закачивают теплоноситель через первое устье до выхода теплоносителя через второе устье скважины, отбирают продукцию через первое устье скважины до снижения температуры до 20-40°С, закачивают теплоноситель через второе устье до выхода теплоносителя через первое устье скважины, отбирают продукцию через второе устье скважины до снижения температуры до 20-40°С, закачку и отбор в таком режиме продолжают до выработки запасов залежи.