СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ ИЛИ БИТУМА С РЕГУЛИРОВАНИЕМ ОТБОРА ПРОДУКЦИИ СКВАЖИНЫ Российский патент 2011 года по МПК E21B43/24 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения высоковязкой и битумной нефти.

Известен способ разработки нефтяного месторождения (патент РФ №2211318, МПК 8 Е21В 43/24, опубл. в бюл. №24 от 27.08.2003), включающий бурение непрерывной (двухустьевой) скважины с образованием ее выходного участка вверх с наклоном от продуктивного пласта до дневной поверхности, установку в пробуренную скважину обсадной колонны, цементирование затрубного пространства по всей длине, перфорирование обсадной колонны в интервале горизонтального участка, установку внутри обсадной трубы насосно-компрессорных труб с центраторами, подачу теплоносителя по колонне насосно-компрессорных труб с входного и выходного участков, отбор продукта по выходному участку при продолжении закачки теплоносителя по входному участку.

Недостатком данного способа является недостаточная эффективность нефтеизвлечения, так как при закачке пара и одновременном отборе нефти из одной скважины происходят быстрые прорывы пара, а при циклическом воздействии - непроизводительный расход пара на повторный прогрев остывшего продуктивного пласта за период отбора, т.е. большая энергозатратность.

Также известен способ разработки неоднородной нефтебитумной залежи (патент РФ №2287678, МПК 8 Е21В 43/24, опубл. в бюл. №32 от 20.11.2006), включающий строительство добывающей двухустьевой горизонтальной скважины и отбор продукции, отличающийся тем, что выше добывающей двухустьевой горизонтальной скважины параллельно ей строят нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину, создавая тем самым пару двухустьевых горизонтальных скважин, на соседнем участке залежи строят аналогичную пару двухустьевых горизонтальных скважин, пары двухустьевых горизонтальных скважин проводят отдельно, охватывая наиболее продуктивные зоны залежи, режимы работы пар двухустьевых горизонтальных скважин по закачке устанавливают с учетом особенностей каждого участка залежи, закачку теплоносителя осуществляют в верхние нагнетательные двухустьевые горизонтальные скважины с обоих устьев, отбор продукции из добывающих двухустьевых горизонтальных скважин производят свабным насосом, причем свабные насосы соседних добывающих двухустьевых горизонтальных скважин связывают друг с другом.

Недостатком данного способа является ограниченность его применения, который можно осуществить только при наличии рядом расположенных пар двухустьевых нагнетательных и добывающих скважин.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин (патент РФ №2340768, МПК 8 Е21В 43/24, опубл. в бюл. №32 от 10.12.2008 г.), включающий закачку теплоносителя через двухустьевую горизонтальную нагнетательную скважину, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры и отбор продукции через двухустьевую горизонтальную добывающую скважину, при этом прогрев продуктивного пласта начинают с закачки пара в обе скважины, разогревают межскважинную зону пласта, снижают вязкость нефти или битума, а паровую камеру создают закачкой теплоносителя с возможностью пробивания последнего к верхней части продуктивного пласта и увеличения размеров паровой камеры в процессе отбора продукции, при котором снимают термограммы паровой камеры, анализируют состояние ее прогрева на равномерность прогрева и наличие температурных пиков, и с учетом полученных термограмм осуществляют равномерный прогрев паровой камеры путем смены направления фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции, при этом объем закачки теплоносителя через устья нагнетательной скважины и/или отбор продукции через устья добывающей скважины изменяют в соотношении, %: (10-90):(90-10).

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, большие финансовые затраты на строительство двухустьевой скважины (стоимость строительства двухустьевой скважины в три раза дороже в сравнении с одноустьевой скважиной);

во-вторых, смена направления фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции, а также изменение объема закачки теплоносителя через устья нагнетательной скважины и/или отбор продукции через устья добывающей скважины изменяют в соотношении, %: (10-90):(90-10) малоэффективны и дают лишь кратковременный эффект на начальном этапе разработки месторождения тяжелой нефти или битума.

Технической задачей изобретения является сокращение финансовых и материальных затрат на строительство скважин, с помощью которых осуществляется данный способ, а также повышение эффективности разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием отбора продукции скважины за счет возможности, смены зон отбора продукции из продуктивного пласта на протяжении всего горизонтального участка добывающей скважины.

Поставленная техническая задача решается способом разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием отбора продукции скважины, включающим строительство верхней нагнетательной скважины и нижней добывающей скважины с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, закачку теплоносителя через горизонтальную нагнетательную скважину с прогревом пласта созданием паровой камеры и отбор продукции через горизонтальную добывающую скважину, при котором снимают термограммы паровой камеры, анализируют состояние ее прогрева на равномерность прогрева и наличие температурных пиков, и с учетом полученных термограмм осуществляют равномерный прогрев паровой камеры, изменяя зоны отбора продукции.

Новым является то, что при строительстве скважин их горизонтальные участки оборудуют устанавливаемыми напротив зон продуктивного пласта фильтрами, внутри фильтра в добывающей скважине размещают хвостовик насоса, который спускают на колонне труб и оборудуют обводными каналами с предохранительными клапанами, причем хвостовик, снабженный входными отверстиями, разбивающими фильтр на зоны отбора, на расстоянии, исключающем прорыв теплоносителя при смене зоны отбора, оснащают снаружи ниже верхнего отверстия пакером, устанавливаемым над фильтром, а изнутри - поршнем со штоком, внутреннее пространство которого через обратный клапан сообщено со входом насоса, причем пространство между штоком и хвостовиком между входными отверстиями хвостовика герметично разобщают перед спуском кольцевыми вставками, разбивая хвостовик на секции отбора, которые сообщены боковыми каналами через одну с внутренним пространством штока, для изменения зон для отбора при возникновении температурных пиков, отбор продукции насосом прекращают в колонне труб, создают избыточное давление, которое, передаваясь через обводные каналы, благодаря закрытому обратному клапану на поршень смещают его вместе со штоком так, что его боковые каналы, проходя через кольцевые вставки, сообщают внутреннее пространство штока с соседними незадействованными до этого секции отбора, после чего отбор продукции возобновляют до возникновения температурных пиков напротив секций отбора в соответствующих им зонах отбора, для исключения прорыва теплоносителя отбор продукции насосом прекращают, в затрубном пространстве колонны труб создают избыточное давление, которое, передаваясь через верхние отверстия хвостовика, благодаря пакеру в хвостовик с обратной стороны поршня перемещают поршень с хвостовиком в первоначальное состояние, после чего отбор продукции возобновляют из первоначальных секций и зон отбора, в ходе эксплуатации циклы при необходимости смены секций и зон отбора повторяют.

На чертеже схематично представлен предлагаемый способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием отбора продукции скважины.

Сначала производят строительство верхней нагнетательной 1 (см. чертеж) и нижней добывающей скважин 2 с горизонтальными участками 3 и 4 соответственно, расположенными друг над другом и вскрывающими продуктивный пласт 5 с тяжелой нефтью или битумом, причем в процессе строительства нагнетательной 1 и добывающей 2 скважин их горизонтальные участки 3 и 4 соответственно оборудуют фильтрами 6 и 7.

Нагнетательная скважина 1 используется для закачки теплоносителя в продуктивный пласт 5, а добывающая скважина 2 используется для добычи тяжелой нефти или битума (продукции) из продуктивного пласта 5.

Далее нагнетательную скважину 1 снабжают колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) 8 с горизонтальным перфорированным участком 9.

Внутри фильтра 7 в добывающей скважине 2 размещают хвостовик 10 насоса 11 (например, электроцентробежного погружного насоса (ЭЦН), который спускают на колонне труб 12. Колонну труб 12 напротив погружного насоса 11 оборудуют обводными каналами 13 с предохранительными клапанами 14 и 14′. Давление срабатывания предохранительного клапана 14′ зависит от высоты столба и плотности продукции в колонне труб 2 выше насоса 14 и определяется расчетным путем, например, 50 МПа.

Хвостовик 10 снабжен входными отверстиями 15, разбивающими фильтр 7 на зоны отбора.

Расстояние А - между входными отверстиями 15 на всем протяжении хвостовика 10 подбирают опытным путем исходя из исключения прорыва теплоносителя при смене зоны отбора. Хвостовик 10 оснащают снаружи ниже верхнего отверстия 15 пакером 16, устанавливаемым над фильтром 7.

Изнутри хвостовик 10 оснащен поршнем 17 со штоком 18, внутреннее пространство 19 которого через обратный клапан 20 сообщено со входом 21 насоса 11.

Пространство между штоком 18 и хвостовиком 10 между входными отверстиями 15 хвостовика 10 герметично разобщают перед спуском кольцевыми вставками 22, разбивая хвостовик 10 на секции отбора S и S₁, которые сообщены боковыми каналами 23 через одну с внутренним пространством 19 штока 18.

Начинают осуществлять закачку теплоносителя от парогенератора (не показано) в продуктивный пласт 5 по колонне НКТ 8 через его горизонтальный перфорированный участок 9 и фильтр 6 горизонтального участка 3 нагнетательной скважины 1. В зависимости от проницаемости продуктивного пласта 5 подбирают давление нагнетания и в зависимости от эффективной нефтенасыщенной толщины продуктивного пласта 5 определяют объем нагнетаемого пара, при этом происходит прогревание продуктивного пласта 5 с созданием паровой камеры.

Разогретая в паровой камере тяжелая нефть или битум из продуктивного пласта 5 сначала через фильтр 7 горизонтального участка 4 добывающей скважины 2, а затем через входные отверстия 15 хвостовика 10 и все боковые каналы 23 штока 18, которые размещены напротив секций отбора - S, попадает во внутреннее пространство 19 штока 18. Из внутреннего пространства 19 штока 18 разогретая тяжелая нефть или битум через открытый обратный клапан 20, пропускающий справа налево, попадает на прием 21 насоса 11, который перекачивает (отбирает) разогретую тяжелую нефть или битум на дневную поверхность. Обратный клапан 20 может быть любой конструкции, например тарельчатым.

В процессе отбора разогретой тяжелой нефти или битума происходит прорыв теплоносителя из паровой камеры в фильтр 7 добывающей скважины 2, о чем свидетельствует наличие температурных пиков на термограммах, которые строятся по результатам данных термодатчиков (не показано), установленных в горизонтальных участках 3 и 4 соответственно нагнетательной 1 и добывающей 2 скважин. Для исключения проникновения теплоносителя в горизонтальный участок 4 добывающей скважины 2 необходимо произвести изменение зон отбора разогретой тяжелой нефти или битума.

Для изменения зон для отбора при возникновении температурных пиков (проникновении теплоносителя в горизонтальный участок 4 добывающей скважины 2) отбор продукции насосом 11, как описано выше, прекращают.

В колонне труб 12 создают избыточное давление, например 8 МПа, при этом предохранительный клапан 14 закрывается и предохраняет насос 11 от воздействия высокого давления, а предохранительный клапан 14′, рассчитанный на столб давления продукции выше насоса 11, как указано выше, (5 МПа) открывается, поэтому избыточное давление передается через обводные каналы 13 в хвостовик 10, благодаря закрытому обратному клапану 20 которого избыточное давление воздействует на поршень 17, смещает его вместе со штоком 18 так, что его боковые каналы 23, проходя через кольцевые вставки 22, сообщают внутреннее пространство 19 штока 18 с соседними незадействованными до этого секциями отбора - S₁.

Отбор продукции насосом 11 возобновляют из секций S₁ так же, как описано выше, до возникновения температурных пиков напротив секций отбора S₁ в соответствующих им зонах отбора горизонтального участка добывающей скважины. При возникновении температурных пиков с целью дальнейшего исключения прорыва теплоносителя отбор продукции насосом 11 прекращают.

В затрубном пространстве 24 колонны труб 12 создают избыточное давление, которое, передаваясь через верхние отверстия 15 хвостовика 10, благодаря пакеру 16 в хвостовик 10 с обратной стороны поршня 17, перемещает поршень 17 с хвостовиком 10 в первоначальное состояние (см. чертеж).

Отбор продукции насосом 11 вновь возобновляют из первоначальных секций и зон отбора.

В ходе эксплуатации циклы при необходимости (возникновении температурных пиков, свидетельствующих о прорыве теплоносителя в горизонтальный участок 4 добывающей скважины 2 смены секций и зон отбора повторяют.

Предложенный способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием отбора продукции скважины осуществляется с помощью одноустьевой скважины, что в сравнении с прототипом снижает финансовые и материальные затраты на осуществление способа.

Кроме того, повышается эффективность разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием отбора продукции скважины за счет возможности смены зон отбора продукции из продуктивного пласта на протяжении всего горизонтального участка добывающей скважины, при этом нет необходимости изменения направления фильтрации и/или изменения режимов закачки теплоносителя и отбора продукции.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при разработке месторождения высоковязкой и битумной нефти. Способ включает строительство верхней нагнетательной скважины и нижней добывающей скважины с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, закачку теплоносителя через горизонтальную нагнетательную скважину с прогревом пласта созданием паровой камеры и отбор продукции через горизонтальную добывающую скважину, снятие термограммы паровой камеры, анализ состояние ее прогрева на равномерность прогрева и наличие температурных пиков, и с учетом полученных термограмм осуществление равномерного прогрева паровой камеры, изменяя зоны отбора продукции. Горизонтальные участки скважин оборудуют фильтрами. Внутри фильтра в добывающей скважине размещают хвостовик насоса, который спускают на колонне труб и оборудуют обводными каналами с предохранительными клапанами. Хвостовик снабжают входными отверстиями, разбивающими фильтр на зоны отбора. Хвостовик оснащают снаружи ниже верхнего отверстия пакером, устанавливаемым над фильтром, а изнутри - поршнем со штоком, внутреннее пространство которого через обратный клапан сообщено со входом насоса. Пространство между штоком и хвостовиком герметично разобщают кольцевыми вставками. Технический результат заключается в снижении финансовых и материальных затрат на осуществление способа и повышении эффективности разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием отбора продукции скважины. 1 ил.

Способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием отбора продукции скважины, включающий строительство верхней нагнетательной скважины и нижней добывающей скважины с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, закачку теплоносителя через горизонтальную нагнетательную скважину с прогревом пласта, созданием паровой камеры и отбор продукции через горизонтальную добывающую скважину, при котором снимают термограммы паровой камеры, анализируют состояние ее прогрева на равномерность прогрева и наличие температурных пиков и с учетом полученных термограмм осуществляют равномерный прогрев паровой камеры, изменяя зоны отбора продукции, отличающийся тем, что при строительстве скважин их горизонтальные участки оборудуют устанавливаемыми напротив зон продуктивного пласта фильтрами, внутри фильтра в добывающей скважине размещают хвостовик насоса, который спускают на колонне труб и оборудуют обводными каналами с предохранительными клапанами, причем хвостовик, снабженный входными отверстиями, разбивающими фильтр на зоны отбора, на расстоянии, исключающем прорыв теплоносителя при смене зоны отбора, оснащают снаружи ниже верхнего отверстия пакером, устанавливаемым над фильтром, а изнутри - поршнем со штоком, внутреннее пространство которого через обратный клапан сообщено со входом насоса, причем пространство между штоком и хвостовиком, между входными отверстиями хвостовика герметично разобщают перед спуском кольцевыми вставками, разбивая хвостовик на секции отбора, которые сообщены боковыми каналами через одну с внутренним пространством штока для изменения зон для отбора при возникновении температурных пиков, отбор продукции насосом прекращают в колонне труб, создают избыточное давление, которое, передаваясь через обводные каналы благодаря закрытому обратному клапану на поршень, смещают его вместе со штоком так, что его боковые каналы, проходя через кольцевые вставки, сообщают внутреннее пространство штока с соседними незадействованными до этого секциями отбора, после чего отбор продукции возобновляют до возникновения температурных пиков напротив секций отбора в соответствующих им зонах отбора, для исключения прорыва теплоносителя отбор продукции насосом прекращают, в затрубном пространстве колонны труб создают избыточное давление, которое, передаваясь через верхние отверстия хвостовика благодаря пакеру в хвостовик с обратной стороны поршня, перемещают поршень с хвостовиком в первоначальное состояние, после чего отбор продукции возобновляют из первоначальных секций и зон отбора, в ходе эксплуатации циклы при необходимости смены секций и зон отбора повторяют.