СПОСОБ СТРОИТЕЛЬСТВА И ЭКСПЛУАТАЦИИ ВЕРТИКАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ ДЛЯ ПАРОГРАВИТАЦИОННОГО ДРЕНАЖА ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ ИЛИ БИТУМА Российский патент 2014 года по МПК E21B43/24 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к области добычи нефти тепловыми методами, и может быть использовано для добычи высоковязкой нефти или битума из вертикальной скважины с применением метода парогравитационного дренажа.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума (патент РФ №2274742, Е21В 43/24, опубл. в бюл. №11 от 20.04.2006 г.), включающий строительство скважины, обсаженной обсадными трубами, спуск в нее двух колонн труб на разные глубины в интервал продуктивного пласта с пакером, закачку теплоносителя по одной колонне труб и отбор продукции по второй колонне труб.

Недостатком способа является то, что для спуска двух параллельных колонн насосно-компрессорных труб необходимо построить скважину большого диаметра, что увеличивает затраты на ее строительство. Кроме этого необходимость применения пакера и компенсаторов тепловых расширений для двух колонн труб усложняет технологию их спуска и удорожает производство.

Известен также способ добычи высоковязкой нефти (патент РФ №2206728, Е21В 43/24, опубл. 20.06.2003 г.), включающий спуск в обсадную колонну колонны насосно-компрессорных труб до интервала перфорации, подачу по ней теплоносителя, подъем продукции по межтрубному пространству, в обсадную колонну спускают две колонны насосно-компрессорных труб, причем первую до начала, а вторую через первую до конца интервала перфорации и подают по ней теплоноситель, а в пространство между обсадной и первой колонной насосно-компрессорных труб подают газ, продукцию поднимают по пространству между колоннами насосно-компрессорных труб, после обеспечения заданной приемистости подъем продукции прекращают, закачку теплоносителя продолжают до расчетной величины, при этом подачу газа продолжают, заполняют им пространство между колоннами насосно-компрессорных труб и поддерживают в таком состоянии, затем скважину останавливают на термокапиллярную пропитку до начала интенсивного снижения подвижности флюида в призабойной зоне, сбрасывают давление в скважине, отбирают поступающую в нее продукцию до уменьшения дебита, полученного на естественном режиме работы пласта, цикл закачки теплоносителя и отбора продукции повторяют до создания с добывающей скважиной зоны с подвижным флюидом, после чего скважину переводят в нагнетательную, а отбор продукции осуществляют через добывающую скважину, отбор продукции производят свабированием или подачей газа в межтрубные пространства, добывающую скважину до создания зоны с подвижным флюидом эксплуатируют аналогичным способом, после чего переводят в добывающую.

Недостатком способа является то, что строительство и эксплуатация скважины требует значительных затрат. Кроме этого данная технология не позволяет для добычи сверхвязкой нефти или битума эффективно использовать метод парогравитационного дренажа.

Технической задачей предлагаемого способа является повышение эффективности добычи высоковязкой нефти или битума из вертикальных скважин с применением метода парогравитационного дренажа.

Поставленная техническая задача решается описываемым способом, включающим строительство вертикальной скважины с верхним и нижним интервалами сообщения с пластом, разделение интервалов сообщения, закачку высокотемпературного теплоносителя в верхний интервал и отбор продукции из нижнего интервала сообщения.

Новым является то, что вертикальную скважину строят в два этапа, на первом из которых цементируют обсадную колонну до кровли пласта, а на втором - спускают хвостовик с компенсатором тепловых расширений, герметично взаимодействующим с обсадной колонной, и двумя интервалами сообщения с пластом, выполненными в виде соответствующих верхнего и нижнего фильтров с расположенным между ними местом для пакера, причем верхний фильтр размещают ближе к кровле пласта, а нижний фильтр - ближе к его подошве, через верхний и нижний фильтры хвостовика подают через скважину пар с температурой порядка 200°C в пласт и прогревают его вокруг этой скважины, после прогрева пласта прекращают подачу пара и скважину останавливают на термокапиллярную пропитку пласта, подачу пара возобновляют после спуска колонны труб с пакером через верхний фильтр до образования в верхней части пласта паровой камеры, при этом закачку высокотемпературного пара в верхний интервал производят по межтрубному пространству скважины, а отбор продукции - по колонне труб.

На чертеже приведена схема предлагаемого способа строительства и эксплуатации вертикальной скважины для парогравитационного дренажа высоковязкой нефти или битума.

Способ осуществляют в следующей последовательности. На месторождении строят скважину 1 и обсаживают ее до кровли пласта 2 обсадными трубами 3. Затем в нее спускают хвостовик 4 до глубины ниже подошвы пласта 2. Хвостовик 4 с обсадными трубами 3 образует сопряжение 5, где размещают компенсатор тепловых расширений 6, которым является уплотнитель 7. Хвостовик 4 снабжен верхним 8 и нижним 9 фильтрами и посадочным седлом 10 между ними для пакера 11 колонны труб 12. Верхний фильтр 8 размещают ближе к кровле пласта 2, а нижний фильтр 9 - ближе к его подошве. Устье скважины 1 герметизируют известными приемами, причем ее затрубное пространство 13 сообщают с наземным паропроводом 14, а колонну труб 12 - с выкидной линией 15.

До спуска колонны труб 12 в скважину 1 по наземному паропроводу 14 подают теплоноситель (пар) с температурой порядка 200°C в затрубное пространство 13 скважины 1. При этом хвостовик 4, перемещаясь в сопряжении 5 совместно с уплотнителем 7, компенсирует его тепловые расширения. Материалы всех элементов конструкции скважины 1 должны быть работоспособными в этих условиях. Через верхний 8 и нижний 9 фильтры хвостовика 4 пар проникает в пласт 2 и прогревает высоковязкую нефть или битум вокруг скважины 1. После прогрева пласта прекращают подачу пара в скважину 1 и ее останавливают на термокапиллярную пропитку пласта 2. Затем спускают в скважину 1 колонну труб 12 с пакером 11 до посадки его в посадочное седло 10 хвостовика 4. Пакер 11 герметично разделяет верхний фильтр 8 от нижнего фильтра 9 хвостовика 4. Возможно использование как металлического, так и неметаллического пакера. Подачу пара возобновляют. Через затрубное пространство 13 скважины 1 и верхний фильтр 8 хвостовика 4 пар проникает в пласт 2 и прогревает его верхнюю часть, образуя паровую камеру 16. Под действиями пара и гравитационных сил высоковязкая нефть или битум в пласте 2 дренирует в зону нижнего фильтра 9, проникает в полость 17 хвостовика 4, и по колонне труб 12 ее поднимают на поверхность насосом (не показан) или другим экономически эффективным способом.

Предлагаемое техническое решение позволяет строить недорогие скважины малого диаметра с применением мобильных компактных буровых установок и повышает эффективность добычи высоковязкой нефти или битума из вертикальных скважин с применением метода парогравитационного дренажа.

Изобретение относится к нефтяной промышленности - области добычи нефти тепловыми методами и может быть использовано для добычи высоковязкой нефти или битума из вертикальной скважины с применением метода парогравитационного дренажа. Обеспечивает повышение эффективности добычи высоковязкой нефти или битума из вертикальных скважин с применением метода парогравитационного дренажа. Сущность изобретения: способ включает строительство вертикальной скважины с верхним и нижним интервалами сообщения с пластом, разделение интервалов сообщения, закачку высокотемпературного пара в верхний интервал и отбор продукции из нижнего интервала сообщения. Согласно изобретению вертикальную скважину строят в два этапа. На первом этапе цементируют обсадную колонну до кровли пласта, а на втором - спускают хвостовик с компенсатором тепловых расширений, герметично взаимодействующим с обсадной колонной, и двумя интервалами сообщения с пластом, выполненными в виде соответствующих верхнего и нижнего фильтров с расположенным между ними местом для пакера. Верхний фильтр размещают ближе к кровле пласта, а нижний фильтр - ближе к его подошве. Через верхний и нижний фильтры хвостовика подают через скважину пар с температурой порядка 200°C в пласт и прогревают его вокруг этой скважины. После прогрева пласта прекращают подачу пара и скважину останавливают на термокапиллярную пропитку пласта. Подачу пара возобновляют после спуска колонны труб с пакером через верхний фильтр до образования в верхней части пласта паровой камеры. При этом закачку высокотемпературного пара в верхний интервал производят по межтрубному пространству скважины, а отбор продукции - по колонне труб. 1 ил.

Способ строительства и эксплуатации вертикальной скважины для парогравитационного дренажа высоковязкой нефти или битума, включающий строительство вертикальной скважины с верхним и нижним интервалами сообщения с пластом, разделение интервалов сообщения, закачку высокотемпературного пара в верхний интервал и отбор продукции из нижнего интервала сообщения, отличающийся тем, что вертикальную скважину строят в два этапа, на первом из которых цементируют обсадную колонну до кровли пласта, а на втором - спускают хвостовик с компенсатором тепловых расширений, герметично взаимодействующим с обсадной колонной, и двумя интервалами сообщения с пластом, выполненными в виде соответствующих верхнего и нижнего фильтров с расположенным между ними местом для пакера, причем верхний фильтр размещают ближе к кровле пласта, а нижний фильтр - ближе к его подошве, через верхний и нижний фильтры хвостовика подают через скважину пар с температурой порядка 200°C в пласт и прогревают его вокруг этой скважины, после прогрева пласта прекращают подачу пара и скважину останавливают на термокапиллярную пропитку пласта, подачу пара возобновляют после спуска колонны труб с пакером через верхний фильтр до образования в верхней части пласта паровой камеры, при этом закачку высокотемпературного пара в верхний интервал производят по межтрубному пространству скважины, а отбор продукции - по колонне труб.