Способ добычи высоковязкой нефти и устройство для его осуществления Российский патент 2021 года по МПК E21B43/24 E21B43/12 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно - к технологии добычи тяжелой и высоковязкой нефти из горизонтальных или имеющих наклонный участок многофункциональных скважин, совмещающих в себе функции добывающих и нагнетающих, с применением тепла, в частности, к способам термохимической обработки нефтяного пласта путём закачки термоактивного состава, и может быть использовано для активации или возобновления нефтяных скважин с высокой вязкостью нефти, продуктивность которых снижена из-за парафино-гидратных и асфальтосмолистых отложений, закупоривающих фильтрационные каналы и нарушающих связь скважины с флюидонесущим пластом, а также для регулирования процесса разработки и повышения нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов.

Далее в тексте заявителем приведена расшифровка терминов, которые необходимы для облегчения однозначного понимания сущности заявленных материалов и исключения противоречий и/или спорных трактовок при выполнении экспертизы по существу.

НКТ - насосно-компрессорная труба.

БС - бинарный состав, состоящий из смеси водных растворов неорганических солей нитрита натрия и нитрата аммония (аммиачной селитры).

Из исследованного уровня техники заявителем выявлены различные виды многофункциональных скважин.

Так, известны изобретения по патентам РФ, являющиеся аналогами по отношению к способу:

- №2580330 «Способ разработки нефтяного пласта»,

- №2594027 «Способ скважинной разработки участка нефтяного пласта»,

- №2646902 «Способ разработки залежи высоковязкой нефти»

Они объединены тем, что используют многофункциональные скважины, где в одной обсадной колонне расположены рядом по отношению друг к другу две трубы, одна для подачи вытесняющего агента и/или теплоносителя в виде пара, а вытесняемый флюид добывается по другой трубе.

Недостатками известных технических решений являются:

- высокие энергозатраты на нагрев перегретого пара;

- потери тепла при прохождении пара по стволу скважины,

- негативное влияние на работу погружных насосов при прохождении пара, что приводит к их перегреву и выводу из строя.

Известно изобретение по патенту №2637259 «Термогазохимический бинарный состав и способ применения для обработки призабойной и удаленной зон нефтегазоносного пласта», являющееся аналогом по отношению к способу и по отношению к составу.  Сущностью является способ для обработки призабойной и удаленной зон нефтегазоносного пласта, включающий закачку в пласт термогазохимического бинарного состава - растворов аммониевых солей минеральных кислот и нитритов щелочных металлов с инициирующим раствором, отличающийся тем, что смешение растворов аммониевых солей минеральных кислот и нитритов щелочных металлов с инициирующим раствором производят в режиме интенсивного перемешивания до начала закачки термогазохимического бинарного состава в нефтегазоносный пласт, а в качестве инициирующего раствора используют растворы альдегидов, содержащие спирты или ацетон, превращающие альдегидные группировки в полуацетали, которые обладают пониженной реакционной способностью, что обеспечивает индукционный период, достаточный для безопасной закачки исходных реагентов в нефтегазоносный пласт. Способ по п. 5, отличающийся тем, что температура водного раствора аммониевых солей минеральных кислот и нитритов щелочных металлов перед смешением с инициирующим раствором применяется в пределах от –10 до +30°С.

Недостатком известного технического решения является то, что:

1. Добыча ведётся периодически, сначала закачка термогазохимического бинарного состава, с последующим подъемом НКТ и затем спуском насосного оборудования, максимально возможная откачка и затем остановка и потом спускоподъёмные операции повторяются с закачкой новой порции термогазохимического бинарного состава.

2. Нет возможности производить добычу высоковязкой нефти с наклонных и горизонтальных скважин.

3. Нет возможности менять зону перфорации (вскрытую зону) для откачки флюида и закачки бинарного состава не поднимая на поверхность насос.

Из исследованного уровня техники выявлен источник [УДК 622.236; 622.276.6, Варавва А. И., Вершинин В. Е. © Сетевое издание «Нефтегазовое дело». 2017. №6], статья «Численное моделирование тепловых эффектов при обработке скважин растворами бинарных смесей». Сущностью являются вопросы эффективности метода повышения продуктивности скважин при их обработке водными растворами бинарных смесей. После закачки раствора в пласт инициируется экзотермическая реакция взаимодействия между компонентами бинарной смеси, сопровождающаяся выделением газов. Воздействие на призабойную зону нефтяных скважин разогретых продуктов химической реакции является комбинированным и сводится к трем явлениям: разогреву породы и находящейся в ней нефти; очистке призабойной зоны от парафинов, смол и кольматирующих отложений; расширению системы естественных трещин и появлению искусственных трещин. В результате обработки возле скважины формируются две области: повышенной проводимости и повышенной температуры, где снижается вязкость нефти. Размеры областей могут не совпадать. Каждая область вносит свой вклад в увеличение продуктивности скважины. В работе методами математического и численного моделирования исследуются процессы теплового воздействия продуктов химической реакции на пласт и оценивается прирост дебита скважины за счет снижения вязкости нефти. Предложена математическая модель процесса реагирования компонентов бинарной смеси, их фильтрации и влияния на пластовую систему. Численное решение задачи осуществлено на базе открытой интегрируемой платформы OpenFOAM. Приведены результаты численного моделирования процесса реагирования бинарной смеси и последующей добычи нефти из прогретого пласта. Получены оценки роста температуры и размеров области прогрева при протекании экзотермической химической реакции в поровом пространстве, а также ожидаемого прироста добычи нефти и продолжительности эффекта. Исследованы случаи различных концентраций активных веществ. Показана высокая экономическая эффективность метода по тепловым эффектам прироста добычи.

Известное техническое решение использовано заявителем в качестве математической модели для подбора рецептуры заявленного состава.

Известно изобретение по патенту РФ №2639003 «Способ добычи высоковязкой нефти», являющееся аналогом по отношению к способу и по отношению к устройству. Сущностью является способ добычи высоковязкой нефти из скважины, включающий оборудование скважины обсадной трубой с двумя вскрытыми зонами на горизонтальном или наклонном участке, спуск в обсадную трубу нижней колонны насосно-компрессорных труб с термостойким пакером до занятия им положения между вскрытыми зонами, спуск погружного насоса на верхней колонне насосно-компрессорных труб до первой вскрытой зоны, циклическую закачку теплоносителя по нижней колонне насосно-компрессорных труб и подъем водонефтяной эмульсии погружным насосом на поверхность, отличающийся тем, что перед спуском нижнюю колонну насосно-компрессорных труб с термостойким пакером присоединяют верхним концом к байпасной трубе, смонтированной на погружном насосе, и вместе спускают их на верхней колонне насосно-компрессорных труб, в которую по завершении спуска вводят с кольцевым зазором дополнительную трубу, для закачки теплоноситель в нижнюю колонну насосно-компрессорных труб доставляют по кольцевому зазору и байпасной трубе, а подъем водонефтяной эмульсии на поверхность осуществляют по дополнительной трубе, гидравлически связанной с выкидом насоса.

Недостатками известного технического решения является:

1) дополнительные энергозатраты на нагрев теплоносителя вследствие того, что при закачке теплоносителя (пара или горячий воды) с поверхности в скважину во время движения к зоне перфорации (вскрытой зоне) теплоноситель теряет свою температуру;

2) необходимость устанавливать теплоизоляцию погружного насоса от проходящего рядом теплоносителя, так как насосу необходим теплоотвод при работе;

3) недостаточно разогретая добываемая нефть оседает на стенках НКТ, во время движения к поверхности, в виде парафиновых отложений, которые со временим затрудняют работу насоса.

Исходя из анализа исследованного уровня техники, заявитель делает вывод, что выявленные аналоги совпадают с заявленным техническим решением по различным единичным признакам в разных аналогах, вследствие чего прототип по отношению к заявленному способу и по отношению к заявленному устройству не выявлен, поэтому независимые пункты формулы изобретения составлены без ограничительной части.

Задачей и техническим результатом заявленного технического решения изобретения является повышение эффективности добычи высоковязкой нефти из наклонных и/или горизонтальных многофункционалных скважин за счет:

- возможности производить добычу высоковязкой нефти и с наклонных, и горизонтальных скважин за счет того, что бинарная смесь движется в любом направлении;

- снижения трудоёмкости при спускоподъёмных операциях оборудования за счёт замены конструкции добывающий скважины на многофункциональную,

- снижения времени спускоподъёмных операций за счет сокращения их количества,

- упрощения технологии приготовления и закачки теплоносителя путём замены пара на термоактивный состав, а именно – бинарную смесь водных растворов неорганических солей нитрита натрия и нитрата аммония (аммиачной селитры) (далее – бинарный состав БС),

- снижение энергозатрат за счет закачки холодного бинарного состава и за счет отсутствия необходимости нагревать пар,

- отсутствия необходимости устанавливать теплоизоляцию погружного насоса от проходящего рядом теплоносителя за счет использования водяного охлаждения насоса,

- увеличения межремонтного времени благодаря наличию водяного охлаждения двигателя погружного насоса,

- отсутствия зависимости от потерь тепла при прохождении пара по стволу скважины,

- возможности менять вскрытую зону для закачки бинарного состава и откачки флюида без подъема на поверхность погружного насоса.

Сущностью заявленного технического решения является устройство для добычи высоковязкой нефти, состоящее из нижней колонны, нижнего термостойкого пакера, верхнего термостойкого пакера, опоры, погружного насоса, байпасной трубы, тройника, верхней колонны, дополнительной трубы, герметизирующего элемента, перфорированной трубы отбора флюида, разделительного термостойкого пакера, специально встроенного настраиваемого клапана, нагнетательной перфорированной трубы, при этом нижний термостойкий пакер соединен с нагнетательной перфорированной трубой; нагнетательная перфорированная труба соединена с верхним термостойким пакером; верхний термостойкий пакер соединен с нижней колонной таким образом, чтобы обеспечить проток жидкости из опоры в нагнетательную перфорированную трубу; нижняя колонна соединена с опорой; верхний термостойкий пакер соединен с перфорированной трубой отбора флюида таким образом, чтобы обеспечить проток жидкости через отверствие в опоре, в которой установлен специально встроенный настраиваемый клапан; на перфорированной трубе отбора флюида сверху установлен разделительный термостойкий пакер; к специальному встроенному настраиваемому клапану присоединен погружной насос, при этом погружной насос с другой стороны соединён с тройником таким образом, чтобы выполнить соединение с герметизирующим элементом; при этом герметизирующий элемент далее соединен с дополнительной трубой с возможностью обеспечения свободного прохода добываемого флюида на поверхность; при этом паралелльно погружному насосу установлена байпасная труба, которая соединяет опору с тройником таким образом, чтобы обеспечить возможность протока жидкости из верхней колонны в нижнюю колонну. Способ для реализации устройства по п.1, заключающийся в том, что сначала оборудуют скважину, для чего обсаживают её обсадной трубой, имеющей на горизонтальном или наклонном участке первую и вторую вскрытые зоны, затем в скважину спускают нижний и верхний термостойкие пакеры, соединённые между собой нагнетательной перфорированной трубой, соединяют нижнюю колонну, поверх которой надевают коаксиально перфорированную трубу отбора флюида, далее устанавливают разделительный термостойкий пакер, ограничивающий межтрубное пространство, и вворачивают опору со специально встроенным настраиваемым клапаном в перфорированную трубу отбора флюида, соединяют погружной насос и вставляют сверху в опору байпасную трубу, соответствующую длине погружного насоса, на свободный конец байпасной трубы и выкид погружного насоса монтируют тройник, с противоположной стороны которого навертывают верхнюю колонну и до тройника вводят с кольцевым зазором дополнительную трубу с герметизирующим элементом, на конце который крепят тройник; затем кольцевое пространство между обсадной трубой и верхней колонной заполняют водой, в нижней части движение воды ограничивают разделительным термостойким пакером и специально встроенным настраиваемым клапаном в опоре, далее производят закачку бинарного состава, который по кольцевому зазору, байпасной трубе и нижней колонне подают в концевой участок обсадной трубы, далее бинарный состав через первую вскрытую зону или вторую вскрытую зону попадает в предварительно прогретый продуктивный пласт и далее его продавливают водой, выдерживают расчётное время активации экзотермической химической реакции и время разогрева высоковязкой нефти в пласту, далее разогретая водонефтяная эмульсия с непрореагированными продуктами реакции стекает через первую вскрытую зону в межтрубное пространство между нижней колонной и начальным участком обсадной трубы, далее разогретая водонефтяная эмульсия поступает через специально встроенный настраиваемый клапан на прием погружного насоса, разогретую водонефтяную эмульсию откачивают на поверхность по дополнительной трубе; при снижении дебита откачку прекращают и вновь закачивают бинарный состав в продуктивную зону пласта по нижней колонне для повышения жидкотекучести нефти, далее проводят откачку и циклы повторяют. Способ по п.2, отличающийся тем, что обработку продуктивного пласта проводят с увеличенным расстоянием между первой и второй вскрытыми зонами, но не более расстояния между верхним термостойким пакером и разделительным термостойким пакером.

Заявленное техническое решение иллюстрируется чертежом.

На чертеже приведена схема заявленного технического решения, где:

1 – обсадная труба,

2 – первая вскрытая зона,

3 – вторая вскрытая зона,

4 – нижняя колонна НКТ,

5н – нижний термостойкий пакер,

5в – верхний термостойкий пакер,

6 – опора,

7 – выкид погружного насоса,

8 – байпасная труба,

9 – тройник,

10 – верхняя колонна,

11 – кольцевой зазор,

12 – дополнительная труба,

13 – герметизирующий элемент,

14 – межтрубное пространство,

15 – перфорированная труба отбора флюида,

16 – разделительный термостойкий пакер,

17 – специально встроенный настраиваемый клапан,

18 – нагнетательная перфорированная труба.

Далее заявителем приведено описание заявленного технического решения.

Заявленная группа изобретений состоит из устройства и способа, которые далее описаны более подробно.

Далее заявителем приведено описание заявленного устройства (чертеж).

Заявленное устройство для реализации заявленного способа добычи высоковязкой нефти состоит из нижней колонны НКТ 4, нижнего термостойкого пакера 5н, верхнего термостойкого пакера 5в, опоры 6, погружного насоса 7, байпасной трубы 8, тройника 9, верхней колонны НКТ 10, дополнительной трубы 12, герметизирующего элемента 13, перфорированной трубы для отбора флюида 15, разделительный термостойкого пакера 16, специально встроенного настраиваемого клапана 17, нагнетательная перфорированной трубы 18.

Все составные части заявленного устройства соединены между собой сборочными операциями, например, свинчиванием.

При этом нижний термостойкий пакер 5н соединен с нагнетательной перфорированной трубой 18; нагнетательная перфорированная труба 18 соединена с верхним термостойким пакером 5в; пакер 5в соединен с нижней колонной НКТ 4 таким образом, чтобы обеспечить проток жидкости из опоры 6 в нагнетательную перфорированную трубу 18; нижняя колонна НКТ 4 соединена с опорой 6; пакер 5в соединен с перфорированной трубой отбора флюида 15 таким образом, чтобы обеспечить проток жидкости через отверствие в опоре 6, в которой установлен специально встроенный настраиваемый клапан 17; на перфорированной трубе отбора флюида 15 сверху установлен разделительный термостойкий пакер 16; к специальному встроенному настраиваемому клапану 17 присоединен погружной насос 7, при этом погружной насос 7 с другой стороны соединён с тройником 9 таким образом, чтобы выполнить соединение с герметизирующим элементом 13; при этом герметизирующий элемент 13 далее соединен с дополнительной трубой 12 с возможностью обеспечения свободного прохода добываемого флюида на поверхность; при этом паралелльно погружному насосу 7 установлена байпасная труба 8, которая соединяет опору 6 с тройником 9 таким образом, чтобы обеспечить возможность протока жидкости из верхней колонны НКТ 10 в нижнюю колонны НКТ 4.

Заявленное устройство собирают следующим образом (чертеж).

Скважину обсаживают обсадной трубой 1, имеющей на горизонтальном или наклонном участке первую и вторую вскрытые зоны 2 и 3 соответственно, затем в скважину спускают нижний 5н и верхний 5в термостойкие пакеры, соединённые между собой нагнетательной перфорированной трубой 18, соединяют нижнюю колонну НКТ 4, поверх которой надевают коаксиально перфорированную трубу отбора флюида 15, далее устанавливают разделительный термостойкий пакер 16, ограничивающий межтрубное пространство 14, и вворачивают опору 6 со специально встроенным настраиваемым клапаном 17 в перфорированную трубу отбора флюида 15, соединяют погружной насос 7 и вставляют сверху в опору 6 байпасную трубу 8, соответствующую длине погружного насоса, на свободный конец байпасной трубы 8 и выкид погружного насоса 7 монтируют тройник 9, с противоположной стороны которого навертывают верхнюю колонну НКТ 10 и до тройника 9 вводят с кольцевым зазором 11 дополнительную трубу 12 с герметизирующим элементом 13, на конце который крепят тройник 9.

Далее заявителем приведено описание заявленного способа (чертеж).

По завершении монтажа и срабатывания термостойких пакеров 5н, 5в и 16, обьединяющих межтрубное пространство между первой и второй вскрытыми зонами 2 и 3, в скважине появляются две гидравлические линии. Одна линия проходит по кольцевому зазору 11 между дополнительной трубой 12 и верхней колонной НКТ 10, байпасной трубе 8 и нижней колонне НКТ 4, заканчивается нагнетательной перфорированной трубой 18 с пакером 5н наконце и выходом во вторую вскрытую зону 3. Другая линия соединяет первую вскрытую зону 2 межтрубное пространство 14 между нижней колонной НКТ 4, перфорированной трубой отбора флюида 15 и обсадной трубой 1 через специально разработанной настраиваемый клапан 17 и погружной насос 7 с дополнительной трубой 12, выходящей на поверхность.

Далее кольцевое пространство между обсадной трубой 1 и верхней колонной НКТ 10 заполняют технической или пластовой водой, в нижней части движение воды ограничивают разделительным термостойким пакером 16 и специально встроенным настраиваемым клапаном 17 в опоре 6, это необходимо для охлаждения двигателя погружного насоса 7 при работе с горячей водонефтяной эмульсией и для контроля роста давления в скважине.

Далее производят закачку или циклическую закачку с поверхности бинарного состава (стрелки с незакрашенным наконечником на чертеже), который (БС) по кольцевому зазору 11, байпасной трубе 8 и нижней колонне НКТ 4 подают в концевой участок обсадной трубы 1. БС через вскрытую зону 2 или 3 попадает в предварительно прогретый продуктивный пласт и далее его продавливают водой, выдерживают расчётное время активации экзотермической химической реакции и время разогрева высоковязкой нефти в пласту. Разогретая водонефтяная эмульсия с непрореагированными продуктами реакции стекает через первую вскрытую зону 2 (стрелки с закрашенным наконечником) в межтрубное пространство 14 между нижней колонной НКТ 4 и начальным участком обсадной трубы 1. Разогретая водонефтяная эмульсия поступает через специально встроенный настраиваемый клатан 17 на прием погружного насоса 7 и откачивается на поверхность по дополнительной трубе 12. При снижении дебита откачку прекращают и вновь закачивают БС в продуктивную зону пласта по нижней колонне НКТ 4 для повышения жидкотекучести нефти. Далее следует откачка и циклы повторяются.

По мнению заявителя, закачка «холодного» (температуры окружающей среды на поверхности) БС решает проблему потери тепла при транспортировке его до призабойной зоны пласта, так как БС начинает выделять тепло (200-350 °С) от химической реакции смеси компонентов в продуктивной зоне, а катализатор запуска химической реакции которой закачивается следом после оторочки воды для промывки ствола НКТ (при этом при определённых условиях катализатор можно не закачивать), которая идёт следом за активным компанентом. Возможена одновременная закачка термоактивного состава и катализатора замедления с просчитанным временем начала химической реакции, с выделением большого количества тепла и парообразных продуктов реакции, которые легко проникают в продуктивный пласт и разогревают высоковязкую нефть. Разогретая высоковязкая нефть стекает в зону перфорационных отверстий, из-за разности давлений срабатывает специально встроенный настраеваемый клапан, открывая проход жидкости к фильтру насоса, и далее флюид поднимается на поверхность земли погружным насосным оборудованием, расположенным в нижней части колонны насосно-компрессорных труб. Разогретая до 200-350 °С нефть не успевает остыть до температуры выпадания парафина и тем самым облегчает работу погружного насосного оборудования и транспортировку до ёмкости сбора готового продукта. Залитая с наружной поверхности погружного насоса техническая или пластовая вода решает проблемму теплосъёма с поверхности двигателя и не требует дорогостоящей теплоизоляции.

При необходимости вода для охлажения может циркулировать и подаваться с поверхности по кабелю подачи электро питания к установке электроприводного центробежного насоса (УЭЦН) с дополнительной импульсной трубкой производства, например, ООО «Инкомп-Нефть».

Далее заявителем приведены примеры осуществления заявленного технического решения (чертеж).

Пример 1. Обработка продуктивного пласта с ограниченным расстоянием между первой и второй вскрытыми зонами.

Скважину обсаживают обсадной трубой 1, имеющей на горизонтальном или наклонном участке вскрытые зоны 2 и 3 (первую и вторую, но может быть больше). До спуска оборудования производят предварительный кратковременный подогрев пласта путем закачки теплоносителя, например пара, в скважину для очистки и подготовки первой и второй вскрытых зон 2 и 3. В результате снижается вязкость высоковязкой нефти в пласте вблизи указанных зон до приемлемого значения, и нефть становится пригодной для перекачки погружным насосом.

Затем в скважину опускают нижнюю нагнетательную перфорированную колонну 18 с нижнем термостойким пакером 5н на конце, затем вешают верхний пакер 5в, далее присоединяют нижнюю колонну НКТ 4 (длину выбирают в зависимости от расстояния до (крайней) второй зоны вскрытия 3 на обсадной трубе 1). Поверх НКТ 4 надевают коаксиально перфорированную трубу отбора флюида 15 большего диаметра, сверху устанавливают разделительный термостойкий пакер 16. Верхний конец нижней колонны НКТ 4 вворачивают в опору 6 с специально встроенным настраиваемым клапаном 17, смонтированную снизу погружного насоса 7. Вставляют сверху в опору 6 байпасную трубу 8, соответствующую длине погружного насоса, и продолжают спуск в скважину. На свободный конец байпасной трубы 8 и выкид погружного насоса 7 монтируют тройник 9, с противоположной стороны которого наворачивают верхнюю колонну НКТ 10 и спускают на ней в скважину собранную установку. Спуск заканчивают, когда установленный на нагнетательный перфорированный колонне 18 нижней термостойкий пакер 5н достигает положения за последней второй зоной вскрытия 3 в обсадной трубе 1, при этом погружной насос 7 оказывается на горизонтальном или наклонном участке скважины. По окончании спуска в верхнюю колонну НКТ 10 до тройника 9 вводят с кольцевым зазором 11 дополнительную трубу 12 с герметизирующими элементами 13 на конце, которая гидравлически соединяется с выкидом погружного насоса 7. Благодаря размещению дополнительной трубы 12 внутри верхней колонны НКТ 10 предотвращается повреждение обеих труб, а также кабеля электропитания насоса 7. Специально встроенный настраиваемый клапан 17 предохраняет погружной насос 7 и байпасную трубу 8 от резкого скачка давления, получаемого от термобарической химической реакции с выделением большого количества продуктов реакции в виде газов, который открывается после выравнивания давления с пластом и передачи тепла продуктами реакции призабойной зоне и пласту .

По завершении монтажа и срабатывания термостойких пакеров 5н, 5в и 16, обьединяющих межтрубное пространство между первой и второй вскрытыми зонами 2 и 3, в скважине появляются две гидравлические линии. Одна линия проходит по кольцевому зазору 11 между дополнительной трубой 12 и верхней колонной НКТ 10, байпасной трубе 8, нижней колонне НКТ 4 и нагнетательной перфорированной трубы 18. Другая линия соединяет межтрубное пространство 14 между нижней колонной НКТ 4, перфорированной труба отбора флюида 15 и обсадной трубой 1 через погружной насос 7 с дополнительной трубой 12, выходящей на поверхность.

Далее кольцевое пространство между обсадной трубой 1 и верхней колонной НКТ 10 заполняют технической или пластовой водой, в нижней части движение воды ограничивают разделительным термостойким пакером 16, это необходимо для охлаждения двигателя погружного насоса 7 при работе с горячей водонефтяной эмульсией и для контроля роста давления в скважине.

Далее по кольцевому зазору 11 производят закачку или циклическую закачку с поверхности бинарного состава (стрелки с незакрашенным наконечником), который по байпасной трубе 8, нижней колонне НКТ 4 и нагнетательной перфорированной трубой 18 подают в концевой участок обсадной трубы 1 с вскрытыми первой и второй зонами перфорацией 2 и 3. БС с катализатором через первую или вторую вскрытую зону 2 или 3 попадает в предварительно прогретый продуктивный пласт и далее его продавливают водой, выдерживают расчётное время активации экзотермической химической реакции и время разогрева высоковязкой нефти в пласту. Разогретая водонефтяная эмульсия с непрореагированными продуктами реакции стекает через вскрытую зону 2 (стрелки с закрашенным наконечником) в межтрубное пространство 14 между нижней колонной НКТ 4, нагнетательной перфорированной трубой 18 и начальным участком обсадной трубы 1. Разогретая водонефтяная эмульсия поступает через специально встроенный настраиваемый клапан 17 на прием погружного насоса 7 и откачивается на поверхность по дополнительной трубе 12. При снижении дебита откачку прекращают и вновь закачивают БС в продуктивную зону пласта по нижней колонне НКТ 4 для повышения жидкотекучести нефти. Далее следует откачка и циклы повторяются.

Пример 2: Обработка продуктивного пласта с увеличенным расстоянием между первой и второй вскрытыми зонами.

Обработку продуктивного пласта со увеличенным расстоянием между первой и второй вскрытыми зонами 2 и 3, но не более расстояния между пакерами 5в и 16, осуществляют следующим способом: скважину обсаживают обсадной трубой 1, имеющей на горизонтальном участке вскрытые зоны 2 и 3 на известным растояние друг от друга. До спуска оборудования производят предварительный подогрев пласта путем закачки теплоносителя, например пара, в скважину через первую и вторую вскрытые зоны 2 и 3. В результате снижается вязкость высоковязкой нефти в пласте вблизи указанных зон до приемлемого значения, и нефть становится пригодной для перекачки погружным насосом.

Затем в скважину опускают нагнетательную перфорированную трубу 18 с нижнем термостойким пакером 5н на конце и верхним термостойким пакером 5в в конце зоны вскрытия 3. Длину нижней колонны НКТ 4 выбирают в зависимости от расстояния до крайней зоны вскрытия 3 на обсадной трубе 1. Поверх НКТ 4 на расстояние несколько большее, чем вскрытая зона 3, надевают коаксиально перфорированную трубу отбора флюида 15 большего диаметра, сверху устанавливают разделительный термостойкий пакер 16. Верхний конец нижней колонны НКТ 4 вворачивают в опору 6 с клапаном 17, смонтированную снизу погружного насоса 7, вставляют сверху в опору 6 байпасную трубу 8, соответствующую длине погружного насоса, и продолжают спуск в скважину. На свободный конец байпасной трубы 8 и выкид погружного насоса 7 монтируют тройник 9, с противоположной стороны которого наворачивают верхнюю колонну НКТ 10 и спускают на ней в скважину собранную установку. Спуск заканчивают, когда установленный на нижней колонне НКТ 4 термостойкий пакер 5в достигает положения за последней зоной вскрытия 3 в обсадной трубе 1, а термостойкий пакер 16 оказывается выше вскрытой зоны 3, но ниже вскрытой зоны 2, при этом погружной насос 7 оказывается на горизонтальном участке скважины. По окончании спуска в верхнюю колонну НКТ 10 до тройника 9 вводят с кольцевым зазором 11 дополнительную трубу 12 с герметизирующими элементами 13 на конце, которая гидравлически соединяется с выкидом погружного насоса 7. Благодаря размещению дополнительной трубы 12 внутри верхней колонны НКТ 10 предотвращается повреждение обеих труб, а также кабеля.

По завершении монтажа и срабатывания термостойких пакеров 5н, 5в и 16, разделяющих межтрубное пространство между вскрытыми зонами 2 и 3, в скважине появляются две гидравлические линии. Одна линия проходит по кольцевому зазору 11 между дополнительной трубой 12 и верхней колонной НКТ 10, байпасной трубе 8 и нижней колонне НКТ 4. Другая линия соединяет межтрубное пространство 14 между нижней колонной НКТ 4, перфорированной НКТ 15 и обсадной трубой 1 через погружной насос 7 с дополнительной трубой 12, выходящей на поверхность.

Далее кольцевое пространство между обсадной трубой 1 и верхней колонной НКТ 10 заполняют водой, в нижней части движение воды ограничивают термостойким пакером 16, это необходимо для охлаждения насоса при работе с горячей водонефтяной эмульсией и для контроля роста давления в скважине.

Далее производят закачку или циклическую закачку с поверхности бинарного состава (стрелки с незакрашенным наконечником), который по кольцевому зазору 11, байпасной трубе 8 и нижней колонне НКТ 4 подают в концевой участок обсадной трубы 1. Теплоноситель через вторую вскрытую зону 3 попадает в предварительно прогретый продуктивный пласт и далее его продавливают водой, выдерживают время активации экзотермической химической реакции и время разогрева высоковязкой нефти в пласту. Разогретая водонефтяная эмульсия с непрореагированными продуктами реакции стекает через вторую вскрытую зону 3 (стрелки с закрашенным наконечником) в межтрубное пространство 13 между нижней колонной НКТ 4 и начальным участком обсадной трубы 1. Разогретая водонефтяная эмульсия поступает через клатан 17 на прием погружного насоса 7 и откачивается на поверхность по дополнительной трубе 12. При снижении дебита откачку прекращают и вновь закачивают БС в продуктивную зону пласта по нижней колонне НКТ 4 для повышения жидкотекучести нефти. Далее следует откачка и циклы повторяются.

При снижении дебита ниже рентабельности откачку прекращают, поднимают колонну до первой вскрытой зоны 2 и вновь повторяют все операции, аналогично обработке второй вскрытой зоны 3, закачивают БС в продуктивную зону пласта по нижней колонне НКТ 4 для повышения жидкотекучести нефти. Далее следует откачка насосом 7 и циклы повторяются. При снижении дебита ниже рентабельности откачку прекращают, поднимают колонну до следующей вскрытой зоны и так далее, пока все вскрытые зоны не будут обработаны.

Таким образом, из описанного выше можно сделать вывод, что заявителем достигнуты поставленные задачм и заявленный технический результат, а именно - повышена эффективность добычи высоковязкой нефти из наклонных и/или горизонтальных многофункционалных скважин за счет:

- возможности производить добычу высоковязкой нефти и с наклонных, и горизонтальных скважин за счет того, что бинарная смесь двигается в любом направлении;

- снижения трудоёмкости при спускоподъёмных операциях оборудования за счёт замены конструкции добывающий скважины на многофункциональную,

- снижения времени спускоподъёмных операций за счет сокращения их количества,

- упрощения технологии приготовления и закачки теплоносителя путём замены пара на термоактивный состав, а именно – бинарную смесь водных растворов неорганических солей нитрита натрия и нитрата аммония (аммиачной селитры),

- снижение энергозатрат за счет закачки холодного бинарного состава и за счет отсутствия необходимости нагревать пар,

- отсутствия необходимости устанавливать теплоизоляцию погружного насоса от проходящего рядом теплоносителя за счет использования водяного охлаждения насоса,

- увеличения межремонтного времени благодаря наличию водяного охлаждения двигателя погружного насоса,

- отсутствия зависимости от потерь тепла при прохождении пара по стволу скважины,

- возможности менять вскрытую зону для закачки бинарного состава и откачки флюида без подъема на поверхность погружного насоса.

Заявленное техническое решение соответствует критерию «новизна», предъявляемому к изобретениям, так как из исследованного уровня техники заявителем не выявлены технические решения, обладающие заявленной совокупностью существенных признаков.

Заявленное техническое решение соответствует критерию «изобретательский уровень», предъявляемому к изобретениям, поскольку не выявлены технические решения, имеющие признаки, совпадающие с отличительными признаками заявленного изобретения, и не установлена известность влияния отличительных признаков на заявленный технический результат. 

Заявленное техническое решение соответствует критерию «промышленная применимость», предъявляемой к изобретениям, так как может быть изготовлена на стандартном оборудовании с использованием известных материалов и деталей.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к добыче тяжелой и высоковязкой нефти из горизонтальных или имеющих наклонный участок многофункциональных скважин, совмещающих в себе функции добывающих и нагнетающих, с применением тепла за счет термохимической обработки нефтяного пласта. Технический результат - повышение эффективности добычи высоковязкой нефти из наклонных и/или горизонтальных скважин. Способ заключается в том, что скважину обсаживают обсадной трубой, имеющей на горизонтальном или наклонном участке первую и вторую вскрытые зоны. В скважину спускают нижний и верхний термостойкие пакеры, соединённые между собой нагнетательной перфорированной трубой. Соединяют нижнюю колонну, поверх которой надевают коаксиально перфорированную трубу отбора флюида. Устанавливают разделительный термостойкий пакер, ограничивающий межтрубное пространство. Вворачивают опору со встроенным настраиваемым клапаном в перфорированную трубу отбора флюида. Соединяют погружной насос и вставляют сверху в опору байпасную трубу, соответствующую длине погружного насоса. На свободный конец байпасной трубы и выкид погружного насоса монтируют тройник. С его противоположной стороны навертывают верхнюю колонну и до тройника вводят с кольцевым зазором дополнительную трубу с герметизирующим элементом. На конце этой трубы крепят тройник. Кольцевое пространство между обсадной трубой и верхней колонной заполняют водой. В нижней части движение воды ограничивают разделительным термостойким пакером и встроенным настраиваемым клапаном в опоре. Производят закачку бинарного состава, который по кольцевому зазору, байпасной трубе и нижней колонне подают в концевой участок обсадной трубы. Далее бинарный состав через первую вскрытую зону или вторую вскрытую зону подают в предварительно прогретый продуктивный пласт и далее его продавливают водой. Выдерживают расчётное время активации экзотермической химической реакции и время разогрева высоковязкой нефти в пласте. Разогретую водонефтяную эмульсию с непрореагированными продуктами реакции подают через первую вскрытую зону в межтрубное пространство между нижней колонной и начальным участком обсадной трубы и далее через встроенный настраиваемый клапан на прием погружного насоса. Разогретую водонефтяную эмульсию откачивают на поверхность по дополнительной трубе. При снижении дебита откачку прекращают и вновь закачивают бинарный состав в продуктивную зону пласта по нижней колонне для повышения текучести жидкой нефти. Далее проводят откачку и циклы повторяют. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

1. Способ добычи высоковязкой нефти, заключающийся в том, что сначала оборудуют скважину, для чего обсаживают её обсадной трубой, имеющей на горизонтальном или наклонном участке первую и вторую вскрытые зоны, затем в скважину спускают нижний и верхний термостойкие пакеры, соединённые между собой нагнетательной перфорированной трубой, соединяют нижнюю колонну, поверх которой надевают коаксиально перфорированную трубу отбора флюида, далее устанавливают разделительный термостойкий пакер, ограничивающий межтрубное пространство, и вворачивают опору со встроенным настраиваемым клапаном в перфорированную трубу отбора флюида, соединяют погружной насос и вставляют сверху в опору байпасную трубу, соответствующую длине погружного насоса, на свободный конец байпасной трубы и выкид погружного насоса монтируют тройник, с противоположной стороны которого навертывают верхнюю колонну и до тройника вводят с кольцевым зазором дополнительную трубу с герметизирующим элементом, на конце которой крепят тройник, затем кольцевое пространство между обсадной трубой и верхней колонной заполняют водой, в нижней части движение воды ограничивают разделительным термостойким пакером и встроенным настраиваемым клапаном в опоре, далее производят закачку бинарного состава, который по кольцевому зазору, байпасной трубе и нижней колонне подают в концевой участок обсадной трубы, далее бинарный состав через первую вскрытую зону или вторую вскрытую зону подают в предварительно прогретый продуктивный пласт и далее его продавливают водой, выдерживают расчётное время активации экзотермической химической реакции и время разогрева высоковязкой нефти в пласте, далее разогретую водонефтяную эмульсию с непрореагированными продуктами реакции подают через первую вскрытую зону в межтрубное пространство между нижней колонной и начальным участком обсадной трубы и далее через встроенный настраиваемый клапан на прием погружного насоса, разогретую водонефтяную эмульсию откачивают на поверхность по дополнительной трубе, при снижении дебита откачку прекращают и вновь закачивают бинарный состав в продуктивную зону пласта по нижней колонне для повышения текучести жидкой нефти, далее проводят откачку и циклы повторяют.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что обработку продуктивного пласта проводят с увеличенным расстоянием между первой и второй вскрытыми зонами, но не более расстояния между верхним термостойким пакером и разделительным термостойким пакером.

3. Устройство для добычи высоковязкой нефти, состоящее из нижней колонны, нижнего термостойкого пакера, верхнего термостойкого пакера, опоры, погружного насоса, байпасной трубы, тройника, верхней колонны, дополнительной трубы, герметизирующего элемента, перфорированной трубы отбора флюида, разделительного термостойкого пакера, встроенного настраиваемого клапана, нагнетательной перфорированной трубы, при этом нижний термостойкий пакер соединен с нагнетательной перфорированной трубой, нагнетательная перфорированная труба соединена с верхним термостойким пакером, верхний термостойкий пакер соединен с нижней колонной таким образом, чтобы обеспечить переток жидкости через опору в нагнетательную перфорированную трубу, нижняя колонна соединена с опорой, верхний термостойкий пакер соединен с перфорированной трубой отбора флюида таким образом, чтобы обеспечить переток жидкости через отверствие в опоре, в которой установлен встроенный настраиваемый клапан, на перфорированной трубе отбора флюида сверху установлен разделительный термостойкий пакер, к встроенному настраиваемому клапану присоединен погружной насос, при этом погружной насос с другой стороны соединён с тройником таким образом, чтобы выполнить соединение с герметизирующим элементом, при этом герметизирующий элемент соединен с дополнительной трубой с возможностью обеспечения свободного прохода добываемого флюида на поверхность, при этом параллельно погружному насосу установлена байпасная труба, которая соединяет опору с тройником таким образом, чтобы обеспечить возможность перетока жидкости из верхней колонны в нижнюю колонну.