Способ разработки залежи битуминозной нефти тепловыми методами Российский патент 2020 года по МПК E21B43/24 E21B43/40 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки месторождений высоковязкой нефти с использованием тепла пара или попутно добываемой воды.

Известна система обустройства месторождения тяжелой нефти и природного битума (патент RU № 2503806, Е21В 43/20, F16D 01/16, опубл. 10.01.2014 в Бюл. № 1), включающая источник пресной воды с трубопроводом пресной воды, добывающие скважины, соединенные через трубопровод продукции скважин и дожимную насосную станцию с установкой подготовки нефти, оснащенной трубопроводом товарной нефти и трубопроводом попутно добываемой воды, сообщенным с очистными сооружениями, которые через трубопровод очищенной воды, кустовую насосную станцию и водовод, оснащенный блоком дозирования ингибитора коррозии, сообщены с нагнетательными скважинами, причем трубопровод продукции скважин оснащен блоком дозирования деэмульгатора, очистные сооружения снабжены трубопроводом уловленной нефти для ее возврата на установку подготовки нефти, оснащенную дополнительно системой нагрева продукции с трубопроводом топливного газа и трубопроводом попутного нефтяного газа, и вторым трубопроводом очищенной воды, соединенным с блоком водоподготовки для подачи попутно добываемой воды на глубокую очистку, при объемах добычи нефти более 10% от проектного максимального объема добычи нефти с отключением трубопровода очищенной воды, причем блок водоподготовки соединен с трубопроводом пресной воды для ее глубокой очистки с целью обеспечения парогенератора необходимым объемом воды, а также с кустовой насосной станцией через трубопровод рассола и через трубопровод глубокоочищенной воды с парогенератором, который для нагрева воды соединен с трубопроводом топливного газа, а через паропровод сообщен с паронагнетательными скважинами

Этой установкой осуществляют способ добычи тяжелой нефти и природного битума, включающий нагнетание пара, приготовленного из пресной воды в парогенераторе, через гребенку в нагнетательные скважины и отбор из добывающих скважин продукции, содержащую попутно добываемую воду, отделение и подготовку попутно добываемой горячей воды, добавление в пресную воду перед парогенератором.

Недостатком данного способа являются узкая область применения из-за возможности реализации только на небольших кустах скважин и низкое давление нагнетания из-за суммарной большой длины паропровода, деления потока на гребенке и большого сопротивления потоку пара на переходных участках.

Известен также способ разработки месторождения высоковязкой нефти (патент RU № 2486334, E21B 43/24, C09K 8/592, опубл. 27.06.2013 в Бюл. № 18), включающий закачку пара в нагнетательную скважину, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор нефти через добывающую скважину, закачку попутно добываемой воды в нагнетательную скважину после достижения проектной величины остаточной нефтенасыщенности и отмены закачки пара, причем определяют концентрацию гидрокарбонат-ионов в попутно добываемой воде, закачивают попутно добываемую воду с концентрацией гидрокарбонат-ионов не менее 3 г/л, а при концентрации гидрокарбонат-ионов в попутно добываемой воде менее 3 г/л при температуре в паровой камере выше 100°С в попутно добываемую воду дополнительно вводят карбамид, после снижения температуры в паровой камере ниже 100°С в попутно добываемую воду вводят карбонат натрия или аммония или гидрокарбонат натрия или калия, разлагающиеся с выделением углекислого газа под действием тепла, аккумулированного в паровой камере.

Недостатком данного способа являются большие материальные затраты, связанные с необходимостью использования под постоянным контролем гидрокарбонат-ионов, узкая область применения из-за возможности реализации только на небольших кустах скважин и низкое давление нагнетания из-за суммарной большой длины паропровода, деления потока на гребенке и большого сопротивления потоку пара на переходных участках, при этом отсутствует возможность закачки излишков воды в нагнетательные скважины высокой проницаемостью очистки фильтров без остановки и разбора линии нагнетания для каждой скважины.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки (патент RU № 2669647, E21B 43/24, E21B 7/04, E21B 47/04, E21B 47/06, C09K 8/592, опубл. 12.10.2018 в Бюл. № 29), включающий строительство расположенных друг над другом горизонтальных скважин, закачку пара в верхнюю нагнетательную скважину, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор нефти через нижнюю добывающую скважину, закачку попутно добываемой воды в нагнетательную скважину после достижения проектной величины остаточной нефтенасыщенности и отмены закачки пара, причем при строительстве скважин их оборудуют устройствами контроля температуры и давления, а после достижения отношения закачанного объема пара к отбираемому объему нефти больше 10 закачку попутно добываемой воды в нагнетательную скважину и отмену закачки пара производят после регулируемого снижения закачки пара в нагнетательную скважину при помощи устройств контроля, исключающих резкое снижение давления более 0,05 МПа/сут и температуры более 1°С/сут в паровой камере до температуры парообразования воды при пластовом давлении.

Недостатком данного способа являются узкая область применения из-за возможности реализации только на небольших кустах скважин и низкое давление нагнетания из-за суммарной большой длины паропровода, деления потока на гребенке и большого сопротивления потоку пара на переходных участках, при этом отсутствует возможность закачки излишков воды в нагнетательные скважины с высокой проницаемостью очистки фильтров без остановки и разбора линии нагнетания для каждой скважины.

Технической задачей предлагаемого изобретения является создание способа разработки залежи битуминозной нефти тепловыми методами, позволяющим работать на больших площадях и высоким давлением закачки излишков горячей воды в нагнетательные скважины с высокой проницаемостью за счет использования подпорного насоса для каждой скважины, спущенного в шурф и очистки фильтров без остановки и разбора линии нагнетания для каждой скважины.

Техническая задача решается способом разработки залежи битуминозной нефти тепловыми методами, включающим строительство группы паронагнетательных и добывающих скважин в пределах одного пласта залежи, закачку пара, приготовленного из пресной воды в парогенераторе, в паронагнетательные скважины и отбор из добывающих скважин продукции, содержащую попутно добываемую воду, отделение и подготовку попутно добываемой горячей воды, добавление в пресную воду перед парогенератором.

Новым является то, что избыток горячей воды отдельно закачивается в нагнетательные скважины по соответствующим линиям нагнетания, а у каждой нагнетательной скважины строят соответствующий шурф для закачки через фильтр горячей воды, оборудуют шурф глубинным насосом, причем закачку в пласт нагнетательной скважины ведут из шурфа, при этом дополнительно строят сливной колодец, через регулируемый кран связанный со входом фильтра, а линию нагнетания оборудуют регулировочными задвижками и байпасной линией с запорным элементом, связывающей выход глубинного насоса с входом, периодически регулировочные задвижки одной из линий нагнетания перед фильтром и после байпасной линии закрывают, на байпасной линии запорный элемент открывают вместе с регулировочным краном сливного колодца для реверсивной промывки и очистки фильтра со сбросом жидкости в сливной колодец, после чего линию нагнетания приводят регулировочными задвижками и краном в исходное состояние для нагнетания горячей воды в нагнетательную скважину.

На чертеже изображена схема реализации способа.

Способ реализуется следующим образом.

Способ разработки залежи битуминозной нефти тепловыми методами включает строительство группы паронагнетательных 1 и добывающих 2 скважин в пределах одного пласта залежи (не показан), приготовленного из получаемый в узле подготовки воды 3 пресной воды в парогенераторе 4, через гребенку 5 в паронагнетательные скважины 1 и отбор из добывающих скважин 2 продукции, содержащую попутно добываемую воду, отделение в установке подготовки нефти и сброса воды 6 (УПНиСВ) и подготовку попутно добываемой горячей воды в установке подготовки попутнодобываемой воды 7 (УППДВ), добавление в пресную воду перед парогенератором 4. В ходе отделения попутнодобываей воды в УПНиСВ 6 и подготовке ее в УППДВ 7 трудно подобрать баланс для бесперебойной работы парогенератора 4, поэтому для избежания выхода его из строя в парогенератор воду с узда подготовки воды 3 подают «с запасом», поэтому образуется на выходе с УППДВ 7 избыток воды. Избыток горячей воды УППДВ 4 отдельно закачивается через кустовую насосную станцию 8 (КНС), блок гребенок 9 (БГ) и при наличии подпорной насосной станции 10 (ПНС) в нагнетательные скважины 11 по соответствующим линиям нагнетания 12. У каждой нагнетательной скважины 11 строят соответствующий шурф 13 для закачки через фильтр 14 горячей воды, оборудуют шурф 13 глубинным насосом (не показан). причем закачку в пласт нагнетательной скважины 11 ведут из шурфа 13 Дополнительно строят сливной колодец 15, через регулируемый кран 16 связанный со входом фильтра 14, а линию нагнетания 12 оборудуют регулировочными задвижками 17 и 18 и байпасной линией 19 с запорным элементом 20, связывающей выход 21 глубинного насоса с выходом фильтра 14. Периодически регулировочные задвижки 17 и 18 в одной из линий нагнетания 12 перед фильтром 14 и после байпасной линии 19 соответственно закрывают, на байпасной линии 19 запорный элемент 20 открывают вместе с регулировочным краном 16 сливного колодца 15 для реверсивной промывки и очистки фильтра 14 со сбросом жидкости в сливной колодец 15. После чего линию нагнетания 12 приводят регулировочными задвижками 17 и 18 (открывают), запорным элементом 20 (закрывают) и краном 16 (закрывают) в исходное состояние для нагнетания горячей воды в соответствующую нагнетательную скважину 11. На других линиях 12 очистку фильтров 14 производят аналогичным методом. Загрязнение фильтра 14 проверяют любым известным методом, например, взятием проб после соответствующего фильтра 14, сравнением перепада давлений до и после фильтра 14 или т.п. (авторы на это не претендуют).

Предлагаемый способ разработки залежи битуминозной нефти тепловыми методами позволяет работать на больших площадях и с высоким давлением закачки излишков горячей воды в нагнетательные скважины с высокой проницаемостью за счет использования подпорного насоса для каждой скважины, спущенного в шурф, и очистки фильтров без остановки и разбора линии нагнетания для каждой из этих скважин скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат – возможность работы на больших площадях с высоким давлением закачки излишков горячей воды в нагнетательные скважины с высокой проницаемостью, очистка фильтров без остановки и разбора линии нагнетания для каждой из этих скважин. Способ разработки залежи битуминозной нефти тепловыми методами включает строительство группы паронагнетательных и добывающих скважин в пределах одного пласта залежи, закачку пара, приготовленного из пресной воды в парогенераторе, в паронагнетательные скважины и отбор из добывающих скважин продукции, содержащей попутно добываемую воду, отделение и подготовку попутно добываемой горячей воды, добавление в пресную воду перед парогенератором. Избыток горячей воды отдельно закачивают в нагнетательные скважины по соответствующим линиям нагнетания. У каждой нагнетательной скважины строят соответствующий шурф для закачки через фильтр горячей воды, оборудуют шурф глубинным насосом. Причем закачку в пласт ведут из шурфа, при этом дополнительно строят сливной колодец, через регулируемый кран, связанный со входом фильтра, а линию нагнетания оборудуют регулировочными задвижками и байпасной линией с запорным элементом, связывающей выход глубинного насоса с выходом фильтра. Периодически регулировочные задвижки одной из линий нагнетания перед фильтром и после байпасной линии закрывают. На байпасной линии запорный элемент вместе с регулировочным краном сливного колодца используют для реверсивной промывки и очистки фильтра со сбросом жидкости в сливной колодец, после чего линию нагнетания приводят регулировочными задвижками и краном в исходное состояние для нагнетания горячей воды в нагнетательную скважину. 1 ил.

Способ разработки залежи битуминозной нефти тепловыми методами, включающий строительство группы паронагнетательных и добывающих скважин в пределах одного пласта залежи, закачку пара, приготовленного из пресной воды в парогенераторе, в паронагнетательные скважины и отбор из добывающих скважин продукции, содержащей попутно добываемую воду, отделение и подготовку попутно добываемой горячей воды, добавление в пресную воду перед парогенератором, отличающийся тем, что избыток горячей воды отдельно закачивают в нагнетательные скважины по соответствующим линиям нагнетания, а у каждой нагнетательной скважины строят соответствующий шурф для закачки через фильтр горячей воды, оборудуют шурф глубинным насосом, причем закачку в пласт нагнетательной скважины ведут из шурфа, при этом дополнительно строят сливной колодец, через регулируемый кран, связанный со входом фильтра, а линию нагнетания оборудуют регулировочными задвижками и байпасной линией с запорным элементом, связывающей выход глубинного насоса с выходом фильтра, периодически регулировочные задвижки одной из линий нагнетания перед фильтром и после байпасной линии закрывают, на байпасной линии запорный элемент вместе с регулировочным краном сливного колодца используют для реверсивной промывки и очистки фильтра со сбросом жидкости в сливной колодец, после чего линию нагнетания приводят регулировочными задвижками и краном в исходное состояние для нагнетания горячей воды в нагнетательную скважину.