СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Российский патент 2011 года по МПК E21B43/24 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области разработки нефтяного месторождения, а именно к способам разработки месторождений вязкой нефти или битума при одновременно-раздельной эксплуатации добывающих и нагнетательных горизонтальных стволов скважин при паротепловом воздействии на пласт через нагнетательные горизонтальные стволы.

Известен способ разработки нефтяных месторождений (патент RU №2070284, Е21В 43/24, 43/40, опубл. в Бюл. №34 от 10.12.1996), включающий бурение 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 скважину используют поочередно то как нагнетательную, то как добывающую, при этом нагнетание теплоносителя и отбор нефти из каждой скважины производят одновременно.

Недостатком способа является то, что при разработке месторождения с высоковязкой нефтью бурением скважин, с вертикальных стволов которых строят горизонтальные участки один над другим в пласте на небольшой глубине и мощности, из-за трудности обеспечения необходимого угла набора кривизны сложно разместить их в строго расчетных местах пласта. Это повышает риски аварий, затраты при разбуривании месторождения и снижает эффективность способа.

Известен также способ разработки нефтяного месторождения (патент RU №2350747, Е21В 43/24, опубл. в Бюл. №9 от 18.06.2007), включающий бурение этажной скважины с размещением двух горизонтальных верхнего и нижнего стволов друг над другом в пределах одного пласта с установкой в них фильтров, горизонтальные стволы используют то в качестве нагнетательных для закачки теплоносителя, то в качестве добывающих для отбора продукции пласта. При этом уточняют распространение продуктивных толщин пласта по площади залежи, горизонтальные стволы размещают в интервале наиболее проницаемого прослоя не менее чем на 6 м выше подошвы пласта вязкой нефти или битума или водобитумного контакта и с расстоянием между забоями этих стволов, не превышающим 5 м, окна зарезки горизонтальных стволов располагают в нефтенасыщенном пласте на расстоянии 8-10 м друг от друга, бурят горизонтальные стволы по восходящей траектории и размещают их по направлению купольной части залежи, причем забой каждого ствола располагают выше окна зарезки, спускают две насосно-компрессорные трубы с центраторами, закачку теплоносителя осуществляют циклически или постоянно через верхний горизонтальный ствол с поддержанием на его забое давления, близкого к гидростатическому, при этом отбор вязкой нефти или битума осуществляют постоянно через нижний горизонтальный ствол.

Недостатком способа является то, что при разработке месторождений с высоковязкой нефтью, залегающих на небольших глубинах и имеющих небольшие мощности пластов, бурением скважин, с вертикальных стволов которых строят горизонтальные участки один над другим в пласте, трудно обеспечить необходимый угол набора кривизны, сложно разместить их в строго расчетных местах пласта. Это повышает риски аварий, затраты при разбуривании месторождения и снижает эффективность способа.

Задачей предлагаемого технического решения является повышение эффективности разработки нефтяного месторождения за счет снижения капитальных, эксплуатационных затрат, теплопотерь и увеличения дебита.

Поставленная задача решается описываемым способом, включающим бурение этажной скважины с размещением двух горизонтальных верхнего и нижнего стволов друг над другом в пределах одного пласта с установкой в них фильтров, горизонтальные стволы используют то в качестве нагнетательных для закачки теплоносителя, то в качестве добывающих для отбора продукции пласта.

Новым является то, что скважину до горизонтальных стволов бурят наклонной, а фильтры изготавливают из нескольких частей, соединенных неперфорированными патрубками, перед закачкой теплоносителя в каждый из горизонтальных стволов спускают на отдельных трубах проходной съемный пакер и располагают в патрубке фильтров соответствующих стволов, закачку теплоносителя производят одновременно в оба ствола, по завершении разогрева пласта нижний пакер извлекают и спускают насос, после чего нагнетание теплоносителя производят только в верхний ствол, а отбирают продукцию из нижнего ствола насосом, который поддерживает уровень гидростатического давления ниже уровня устья верхнего горизонтального ствола.

Новым является также и то, что для обеспечения равномерного прогрева пласта закачку теплоносителя производят ступенчато, закачивая теплоноситель через фильтры, соответствующие более холодным участкам пласта.

На фиг.1 приведена схема расположения наклонно горизонтальных скважин в разрезе нефтяного пласта разрабатываемого месторождения при добыче продукции.

На фиг.2 - схема подачи теплоносителя в пласт через наклонно горизонтальные скважины.

На фиг.3 - схема разбуривания горизонтальных скважин из наклонной скважины, выноска А фиг.2.

На фиг.4 - схема прогрева зоны пласта с применением пакера, выноска Б фиг.2.

На фиг.5 - схема пакера в нерабочем положении.

Способ осуществляют в следующей последовательности. Строят на разрабатываемом месторождении наклонную скважину 1 (фиг.1) до пласта 2, обсаживают обсадными трубами 3 и цементируют. Из наклонной скважины 1 бурят эксцентрично наклонно горизонтальную скважину 4 меньшего диаметра по пласту 2 для хвостовика 5 согласно проекту, спускают его с фильтрами 6, соединенными между собой неперфорированными трубами 7. Спускают в скважину 1 отклонитель 8 (фиг.3), эксцентричный выступ 9 которого входит в верхнюю часть 10 скважины 4 и самофиксируется от проворота. Отклонитель 8 спускают в скважину 1 на насосно-компрессорных трубах (НКТ) с разъединительным устройством (не показан). Затем бурят дополнительную наклонно горизонтальную скважину 11 (фиг.1, 3) меньшего диаметра для другого хвостовика 12 с фильтрами 13, соединенными между собой неперфорированными трубами 14 таким образом, чтобы эта скважина 11 была размещена над нижней скважиной 4, параллельно ей и на расчетном расстоянии. Поднимают отклонитель 8 и спускают в скважину 4 (фиг.2) колонну НКТ 15 с пакером 16, работающим от действия рабочего давления теплоносителя, на конце таким образом, чтобы пакер 16 размещался в неперфорированной трубе 7 в начале хвостовика 5. Пакер 16 содержит корпус 17 (фиг.4) с центраторами 18 и 19, между которыми размещен эластичный элемент 20, герметично прикрепленный к корпусу 17 со стороны центратора 18. В корпусе предусмотрены отверстия 21. Эластичный элемент 20 можно изготовить из силиконовой резины, которая работоспособна при рабочих температурах теплоносителя. Затем спускают вторую колонну НКТ 22 (фиг.2) с аналогичным пакером 23 в аналогичный участок верхнего хвостовика 12. Для ввода колонны НКТ 22 с пакером 23 в хвостовик 12 можно использовать специальное направляющее устройство (не показано). На поверхности колонны НКТ 15 и 22 через устьевую арматуру обвязывают с паропроводом (не показаны).

Для отбора продукции пласта 2 применяют технологию парогравитационного дренирования с закачкой перегретого пара с температурой порядка 250°С. Сущность технологии заключается в том, что пласт нагревают перегретым паром для снижения вязкости продукции и приведения ее в текучее состояние. На первом этапе эксплуатации пар расчетное время подают по колоннам НКТ 15 и 22 для прогрева зоны пласта 2 вокруг хвостовиков 5 и 12. При этом эластичные элементы 20 пакеров 16 и 23 раздуваются от действия давления подаваемого пара и герметизируют затрубные пространства скважин 5 и 11. Для приведения пакеров в рабочее состояние можно применить известные методы, например штуцирование (не показано). Во время термокапиллярной пропитки пласта 2 поднимают нижнюю колонну НКТ 15 с пакером 16 на поверхность и в скважину 4 спускают насос 24 (фиг.1). Затем через колонну НКТ 22 в скважину 11 качают пар, а насосом 24 ведут отбор продукции. При этом под действиями высокой температуры и давления пара продукция пласта перемещается не только вниз к нижней скважине 4, но и вдоль неперфорированных труб 14 (фиг.4) и через фильтр 13 попадает внутрь скважины 11, и далее через ее устье - в скважину 4. Насосом 24 ведут отбор продукции, удерживая динамический уровень в скважине ниже устья скважины 4. В дальнейшем, периодически перемещая верхнюю колонну НКТ 22 с пакером 23 по скважине 4, осуществляют оптимальный более равномерный нагрев пласта 2 и отбор продукции. Контроль температуры на участках пласта осуществляют, например, датчиками (не показаны).

Технико-экономическое преимущество предлагаемого способа разработки нефтяного месторождения заключается в следующем. При бурении горизонтальных стволов по пласту из наклонной скважины появляется возможность более точного набора необходимого угла кривизны и размещения их в расчетных зонах пласта, обеспечивая эффективность принятой технологии. Применение проходных съемных пакеров, работающих от давления закачиваемого в пласт теплоносителя и предохраняющих затрубные пространства горизонтальных стволов и скважин от действий давления и температуры, позволяет рационально использовать теплоноситель. При откачке продукции насосом из нижнего ствола, поддерживая динамический уровень жидкости в скважине ниже устья верхнего ствола, часть ее продукции притекает в скважину, увеличивая общий дебит.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области разработки нефтяного месторождения, а именно к способам разработки месторождений вязкой нефти или битума при одновременно-раздельной эксплуатации добывающих и нагнетательных горизонтальных стволов скважин при паротепловом воздействии на пласт через нагнетательные горизонтальные стволы. Обеспечивает повышение эффективности разработки нефтяного месторождения за счет снижения капитальных, эксплуатационных затрат, теплопотерь и увеличения дебита. Сущность изобретения: способ включает бурение этажной скважины с размещением двух горизонтальных верхнего и нижнего стволов друг над другом в пределах одного пласта с установкой в них фильтров. Горизонтальные стволы используют то в качестве нагнетательных для закачки теплоносителя, то в качестве добывающих для отбора продукции пласта. Скважину до горизонтальных стволов бурят наклонной. Фильтры изготавливают из нескольких частей, соединенных неперфорированными патрубками. Перед закачкой теплоносителя в каждый из горизонтальных стволов спускают на отдельных трубах проходной съемный пакер и располагают в патрубке фильтров соответствующих стволов. Закачку теплоносителя производят одновременно в оба ствола. По завершении разогрева пласта нижний пакер извлекают и спускают насос, после чего нагнетание теплоносителя производят только в верхний ствол, а отбирают продукцию из нижнего ствола насосом, который поддерживает уровень гидростатического давления ниже уровня устья верхнего горизонтального ствола. Для обеспечения равномерного прогрева пласта закачку теплоносителя производят ступенчато, закачивая теплоноситель через фильтры, соответствующие более холодным участкам пласта. 1 з.п. ф-лы, 5 ил.

1. Способ разработки нефтяного месторождения, включающий бурение этажной скважины с размещением двух горизонтальных верхнего и нижнего стволов друг над другом в пределах одного пласта с установкой в них фильтров, горизонтальные стволы используют то в качестве нагнетательных для закачки теплоносителя, то в качестве добывающих для отбора продукции пласта, отличающийся тем, что скважину до горизонтальных стволов бурят наклонной, а фильтры изготавливают из нескольких частей, соединенных неперфорированными патрубками, перед закачкой теплоносителя в каждый из горизонтальных стволов спускают на отдельных трубах проходной съемный пакер и располагают в патрубке фильтров соответствующих стволов, закачку теплоносителя производят одновременно в оба ствола, по завершении разогрева пласта нижний пакер извлекают и спускают насос, после чего нагнетание теплоносителя производят только в верхний ствол, а отбирают продукцию из нижнего ствола насосом, который поддерживает уровень гидростатического давления ниже уровня устья верхнего горизонтального ствола.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что для обеспечения равномерного прогрева пласта закачку теплоносителя производят ступенчато, закачивая теплоноситель через фильтры, соответствующие более холодным участкам пласта.