СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПЛАСТА ПРИ ДОБЫЧЕ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ Российский патент 2011 года по МПК E21B43/24 

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, а именно к способам добычи высоковязкой нефти при тепловом воздействии на пласт.

Известен «Способ разработки нефтяных месторождений» (патент RU №2070284, E21B 43/24; 43/40, опубл. Бюл. №34 от 10.12.1996 г.), включающий прогрев нефтяного пласта, содержащего тяжелую нефть, и вытеснение нефти путем закачки в пласт теплоносителя, отличающийся тем, что бурят скважины сложного профиля так, что при входе в нефтяной пласт скважины бурят ступенчато, параллельно нефтяному пласту, охватывая нефтяной слой, при этом верхние и нижние ступени каждой скважины расположены в одной вертикальной плоскости, каждую ступень скважины используют поочередно то как нагнетающую, то как добывающую, при этом нагнетание теплоносителя и отбор нефти из каждой скважины производят одновременно, при этом промежуточные ступени каждой последующей скважины расположены над (под) ступенями предыдущей.

Недостатком данного способа является то, что он применим в основном в начальной стадии разработки месторождения при высоких пластовых давлениях.

Известен способ добычи высоковязкой нефти (Байбаков Н.К., Гарушев А.Р. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. М., Недра, 1981 г., стр.78), включающий бурение вертикальной скважины, спуск и цементирование эксплуатационной колонны с последующей перфорацией, спуск насосно-компрессорных труб и штангового насоса, закачку в скважину пара и добычу нефти. Один из вариантов исполнения способа предусматривает закачку пара в пласт по НКТ, затем следует выдержка в течение нескольких суток с последующим вводом скважины в эксплуатацию (отбор нефти с помощью штангового насоса). Другой вариант исполнения способа предусматривает нагнетание пара по кольцевому пространству к забою скважины, оборудованной специальным пакером. Одновременно жидкость откачивается скважинным насосом по НКТ.

Недостатком данного способа при его применении в слабосцементированных пластах, содержащих высоковязкую нефть, является то, что при использовании наиболее распространенной конструкции скважины, зацементированной до забоя сплошной эксплуатационной колонной с перфорацией в интервале пласта, возникают проблемы, связанные с освоением скважин под закачку пара. Это обусловлено закупориванием проницаемой части призабойной зоны цементным раствором.

Известен «Способ добычи из подземной залежи тяжелых и/или высоковязких углеводородов» (патент RU №2310744, E21B 43/24, опубл. Бюл. №32 от 20.11.2007 г.), содержащий бурение и подготовку к эксплуатации по меньшей мере двумя парами скважин, состоящими из нагнетательной скважины, которая заканчивается в залежи, и добывающей скважины, которая заканчивается в залежи ниже уровня нагнетательной скважины, создание проницаемой зоны между нагнетательной и добывающей скважинами, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и одновременный отбор углеводородов из добывающей скважины, при этом для увеличения проницаемой зоны между добывающей и нагнетательной скважиной перед пуском в эксплуатацию в каждой скважине производят гидроразрыв с закачкой слоя проппанта.

Недостатком данного способа является дороговизна его осуществления, так как необходимо производить строительство скважин парами (добывающей и нагнетательной).

Наиболее близким по технической сущности является «Способ добычи высоковязкой нефти» (патент RU №2232263, E21B 43/24, опубл. Бюл. №19 от 10.07.2004 г.), включающий бурение вертикальной скважины, спуск и цементирование эксплуатационной колонны с последующей перфорацией, спуск насосно-компрессорных труб и штангового насоса, герметизацию затрубного пространства, например, пакером, закачку в скважину теплоносителя и отбор нефти, при этом забой вертикального ствола скважины располагают ниже подошвы нефтяного пласта с образованием герметичного цементного стакана, из вертикального ствола бурят боковой ствол, при этом устье бокового ствола располагают над кровлей нефтяного пласта, его забой - выше водонефтяного контакта, а боковой ствол обсаживают незацементированным щелевидным хвостовиком, при этом закачку теплоносителя ведут в боковой ствол, а отбор нефти из вертикального ствола скважины штанговым насосом, установленным на забое, причем закачку пара в боковой ствол осуществляют по затрубному пространству и одновременно ведут отбор нефти из вертикального ствола, при этом пакер в затрубном пространстве устанавливают ниже устья бокового ствола.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, большие финансовые и материальные затраты, связанные с бурением дополнительного бокового ствола, который оборудуют щелевидным хвостовиком;

- во-вторых, низкая проницаемость прикровельной части пласта, что снижает эффективность прогрева пласта и приводит к снижению объемов отбора высоковязкой нефти, и, соответственно, резко увеличиваются затраты на тонну добываемой высоковязкой нефти.

Задачей изобретения является снижение финансовых и материальных затрат при осуществлении способа, а также повышение проницаемости прикровельной части пласта.

Поставленная задача решается способом повышения проницаемости пласта при добыче высоковязкой нефти, включающим бурение вертикальной скважины, спуск и цементирование эксплуатационной колонны с последующей перфорацией, спуск насосно-компрессорных труб (НКТ) и насоса, герметизацию затрубного пространства выше уровня отбора нефти пакером, закачку в скважину теплоносителя выше водонефтяного контакта (ВНК), которую осуществляют по затрубному пространству НКТ, и отбор нефти по НКТ.

Новым является то, что перед герметизацией затрубного пространства в интервал ниже уровня отбора в эксплуатационной колонне устанавливают извлекаемый глухой пакер, на который устанавливают песчаный мост, после чего производят гидроразрыв в прикровельной части пласта, затем вымывают песчаный мост и извлекают глухой пакер из эксплуатационной колонны, далее в эксплуатационную колонну спускают и устанавливают между уровнем отбора и уровнем гидроразрыва пласта пакер с проходным каналом, а выше уровня гидроразрыва пласта устанавливают дополнительный пакер с технологической колонной труб, вовнутрь которой спускают НКТ до герметичного взаимодействия с проходным каналом пакера.

Также новым является то, что по мере снижения уровня ВНК из скважины извлекают дополнительный пакер с колонной технологических труб, колонну НКТ и пакер, производят дополнительный гидроразрыв пласта выше уровня ВНК, после чего в скважине ниже зоны дополнительного гидроразрыва устанавливают проходной пакер, а выше уровня гидроразрыва устанавливают дополнительный пакер с технологической колонной труб, вовнутрь которой спускают колонну НКТ до герметичного взаимодействия с проходным пакером.

На фигуре 1 изображена схема осуществления способа перед проведением гидравлического разрыва пласта.

На фигуре 2 изображена схема осуществления способа после проведения гидравлического разрыва пласта.

Способ повышения проницаемости пласта при добыче высоковязкой нефти включает бурение вертикальной скважины 1 (см. фиг.1). Спуск и цементирование эксплуатационной колонны 2 с последующей перфорацией 3 и 4. В интервале ниже уровня отбора в эксплуатационной колонне 2 устанавливают извлекаемый глухой пакер 5 любой известной конструкции.

На «голову» извлекаемого глухого пакера 5 отсыпают песчаный мост 6, например, из кварцевого песка высотой 5-10 метров. Песчаный мост 6 устанавливают намыванием по технологической колонне НКТ (на фиг.1 и 2 не показано).

Песчаный мост 6 над извлекаемым глухим пакером 5 устанавливают с той целью, чтобы извлекаемый глухой пакер 5 не сдвигался по эксплуатационной колонне 2 из-за повышенного давления в эксплуатационной колонне 2 при проведении гидроразрыва пласта (ГРП).

По известной технологии производят гидроразрыв пласта (ГРП) в прикровельной части пласта 7 в интервале перфорационных отверстий 3 с образованием горизонтальных трещин 8.

Спуском технологической колонны труб (на фиг.1 и 2 не показано) посредством промывочной жидкости вымывают песчаный мост 6 над извлекаемым глухим пакером 5, а затем посредством стандартного ловильного инструмента, например, спущенного в скважину на канате (на фиг. не показано), производят захват под «головку» извлекаемого глухого пакера 5. После чего извлекают глухой пакер 5 из эксплуатационной колонны 2.

Далее производят герметизацию затрубного пространства.

Для этого в эксплуатационную колонну 2 (см. фиг.2) спускают и устанавливают между уровнем отбора и уровнем гидроразрыва пласта пакер 9 с проходным каналом 10, а выше уровня гидроразрыва пласта - дополнительный пакер 11 с технологической колонной труб 12, внутрь которой спускают колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) 13, снабженную на нижнем конце радиальными отверстиями 14 до герметичного взаимодействия с проходным каналом 10 пакера 9.

Закачку в скважину 1 теплоносителя (например, пара) осуществляют по затрубному пространству 15 колонны НКТ 9 выше водонефтяного контакта (ВНК) (см. фиг.1 и 2) через перфорационные отверстия 3 эксплуатационной колонны 2 и горизонтальные трещины 8, а отбор разогретой высоковязкой нефти производят по колонне НКТ 9 через перфорационные отверстия 4 эксплуатационной колонны 2 с помощью насоса любой известной конструкции (на фиг.1 и 2 не показано).

В процессе эксплуатации скважины 1 происходит снижение уровня ВНК, поэтому по мере снижения уровня ВНК из скважины 1 извлекают сначала колонну технологических труб 12 с дополнительным пакером 11, а затем колонну НКТ 13 проходным пакером 9. Далее производят дополнительный гидроразрыв (на фиг.1 и 2 не показано) пласта 7 выше уровня ВНК, после чего в скважине 1 ниже зоны дополнительного гидроразрыва устанавливают проходной пакер 9, а выше уровня гидроразрыва устанавливают дополнительный пакер 11 с технологической колонной труб 12, во внутрь которой спускают колонну НКТ 13 до герметичного взаимодействия с проходным пакером 9.

Предложенный способ повышения проницаемости пласта при добыче высоковязкой нефти позволяет снизить финансовые и материальные затраты при осуществлении способа, так как в сравнении с прототипом позволяет избежать бурения бокового ствола, а повышение проницаемости прикровельной части пласта при осуществлении способа связано с проведением гидравлического разрыва пласта в прикровельной части с образованием горизонтальных трещин.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, а именно к способам добычи высоковязкой нефти при тепловом воздействии на пласт. Обеспечивает снижение финансовых и материальных затрат при осуществлении способа, а также повышение проницаемости прикровельной части пласта. Сущность изобретения: способ включает бурение вертикальной скважины, спуск и цементирование эксплуатационной колонны с последующей перфорацией, спуск насосно-компрессорных труб - НКТ и насоса. Перед герметизацией затрубного пространства в интервале ниже уровня отбора в эксплуатационной колонне устанавливают извлекаемый глухой пакер, на «голову» которой устанавливают песчаный мост. После этого производят гидроразрыв пласта, после которого спуском технологической колонны труб вымывают песчаный мост. Затем посредством стандартного ловильного инструмента извлекают глухой пакер из эксплуатационной колонны, после чего в эксплуатационную колонну спускают и устанавливают между уровнем отбора и уровнем гидроразрыва пласта пакер с проходным каналом. Выше уровня гидроразрыва пласта устанавливают дополнительный пакер с технологической колонной труб, вовнутрь которой спускают НКТ до герметичного взаимодействия с проходным каналом пакера. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

1. Способ повышения проницаемости пласта при добыче высоковязкой нефти, включающий бурение вертикальной скважины, спуск и цементирование эксплуатационной колонны с последующей перфорацией, спуск насосно-компрессорных труб - НКТ и насоса, герметизацию затрубного пространства выше уровня отбора нефти пакером, закачку в скважину теплоносителя выше водонефтяного контакта - ВНК, которую осуществляют по затрубному пространству НКТ, и отбор нефти по НКТ, отличающийся тем, что перед герметизацией затрубного пространства в интервал ниже уровня отбора в эксплуатационной колонне устанавливают извлекаемый глухой пакер, на который устанавливают песчаный мост, после чего производят гидроразрыв в прикровельной части пласта, затем вымывают песчаный мост и извлекают глухой пакер из эксплуатационной колонны, далее в эксплуатационную колонну спускают и устанавливают между уровнем отбора и уровнем гидроразрыва пласта пакер с проходным каналом, а выше уровня гидроразрыва пласта устанавливают дополнительный пакер с технологической колонной труб, вовнутрь которой спускают колонну НКТ до герметичного взаимодействия с проходным каналом пакера.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что по мере снижения уровня ВНК из скважины извлекают дополнительный пакер с колонной технологических труб, колонну НКТ и пакер, производят дополнительный гидроразрыв пласта выше уровня ВНК, после чего в скважине ниже зоны дополнительного гидроразрыва устанавливают проходной пакер, а выше уровня гидроразрыва устанавливают дополнительный пакер с технологической колонной труб, вовнутрь которой спускают колонну НКТ до герметичного взаимодействия с проходным пакером.