СПОСОБ СКВАЖИННОЙ ДОБЫЧИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ Российский патент 2021 года по МПК E21B43/24 E21B37/06 

Заявляемый способ рассматривает добычу пластовой высосоковязкой нефти с помощью снижения ее вязкости путем циклической закачки в пласт теплового агента в виде пара или горячей воды. Технология может быть использована в нефтяных компаниях, ведущих разработку месторождения высоковязкой нефти.

Добычу высоковязкой нефти из пласта осуществляют путем постоянной или циклической закачки теплового агента в пласт, снижения вязкости нефти и ее добычи с помощью глубинного насоса. В заявке рассматриваются технологии, используемые в одной скважине, когда закачка теплового агента и отбор горячей нефти ведутся с помощью одной скважины в постоянном или циклическом режиме времени.

Известна технология добычи нефти из скважины по патенту РФ на изобретение №2526937 (опубл. 27.08.2014), когда закачку вытесняющего агента в пласт производят через основной вертикальный ствол скважины, а отбор нефти ведут через боковой горизонтальный ствол. В обсадной колонне скважины необходимо размещать две колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), это усложняет спускоподъемные операции глубинного насоса ввиду ограниченного диаметра обсадной колонны.

Также известно изобретение по патенту РФ №2436943 Способ добычи высоковязкой нефти из наклонно направленной скважины методом циклической закачки пара в пласт (опубл. 20.12.2011, бюл. 35). Скважина имеет восходящий конечный участок ствола, обсаженный фильтром, который имеет только две зоны перфорационных отверстий - в начальной (низшей точке) и конечной части (высшей точки в зоне пласта). Колонна труб для закачки пара проводится до конца фильтра и отсекается от остальной части скважины пакером. Подаваемый в колонну труб пар проникает в продуктивный пласт, разогревает высоковязкую нефть, которая стекает в зону нижних перфорационных отверстий фильтра и далее поднимается на поверхность земли насосным оборудованием, расположенным в нижней части второй колонны насосно-компрессорных труб. Скважина одна, но колонн по подаче теплового агента и подъему горячей нефти - два, а это и есть конструктивный недостаток расположения двух колонн НКТ в скважине малого диаметра.

Вторая проблема добычи высоковязкой нефти путем закачки пара в пласт - это добыча вместе с нефтью водного конденсата и образование водонефтяной эмульсии в колонне лифтовых труб. Для доставки реагентов на прием насоса необходимо к приему насоса подводить по межтрубному пространству скважины трубки в бронирующей оболочке, что также повышает расходы на добычу ВВН.

В качестве прототипа к заявляемому изобретению рассмотрим традиционный способ добычи высоковязкой нефти (ВВН) в цикличном режиме, когда определенное время по одной колонне НКТ в пласт подают теплоноситель, прогревают пласт, а потом эту колонну труб меняют на другую - с глубинным насосом в нижней части. Такая технология описана на страницах 234-237 в книге Нефтегазовое дело: учеб. пособие под ред. проф. А.М. Шаммазова, - Т. 3. - Добыча нефти и газа / Ю.В. Зейгман. - СПб.: Недра, 2011. - 287 с. Недостатком технологии прогрева пласта с ВВН и подъема нефти является то, что для спускоподъемных операций требуется дополнительное время, к тому же глубинные насосы типа электроцентробежных и штанговых в условиях высоких температур добываемой нефти быстро выходят из строя из-за наличия вращающихся и движущихся элементов своей конструкции.

Техническая задача по изобретению сформирована необходимостью добычи высоковязкой нефти без потери времени на спускоподъемные операции колонн НКТ различного назначения и необходимостью эффективной подачи реагента в колонну НКТ без привлечения дополнительных устройств.

Техническая задача достигается тем, что по способу скважинной добычи высоковязкой нефти, состоящего из закачки в нефтяной пласт теплового агента по колонне насосно-компрессорных труб - НКТ и подъему пластовой продукции до устья скважины по колонне НКТ для закачки теплового агента и подъема пластовой нефти используют колонну НКТ с пусковыми клапанами системы газлифта в виде обратных клапанов, кольцевое пространство над нефтяным пластом между колонной НКТ и обсадной колонной герметизируют пакерным устройством, при закачке теплового агента клапаны в НКТ находятся в закрытом состоянии, а при подаче газа в межтрубное пространство клапаны последовательно открываются со стороны межтрубного пространства на расчетное время сверху вниз для осуществления газлифта нефти внутри колонны насосно-компрессорных труб, причем в закачиваемый в межтрубное пространство скважины газ подают деэмульгатор или ингибитор парафинообразования в мелкодиспергированном состоянии для снижений потерь давления на трение.

Схема реализации способа приведена на фиг. 1, где обозначены следующие части оборудования: 1 - обсадная колонна, 2 - колонна НКТ с воронкой, 3 - пакерное устройство, 4 - воронка для исследований, 5 - пусковые клапаны газлифта, 6 - рабочий клапан газлифта, 7 - уровень жидкости в МП при газлифте, 8 - вентиль МП, 9 - диспергатор жидкого реагента, 10 - насос по подаче реагента, 11 - компрессор подачи газа, 12 - задвижка с патрубком по подаче в скважину теплового агента, 13 - задвижка с патрубком по отбору скважинной продукции в систему нефтесбора.

На фиг. 1 изображен процесс отбора скважинной продукции, состоящей из теплой нефти с пониженной вязкостью, воды, попутного нефтяного газа и газа газлифта. В этом процессе задвижка 12 закрыта, задвижки 8 и 13 открыты. Насос 10 подает в диспергатор 9 необходимый реагент, например деэмульгатор, а компрессор 11 в тот же диспергатор подает природный или попутный нефтяной газ с повышенным содержанием метана. Благодаря работе компрессора давление в МП повышается, и пусковые клапаны 5 последовательно открываются и закрываются до тех пор, пока не останется открытым единственный клапан газлифта - рабочий 6. Ниже будет находиться уровень жидкости МП - позиция 7.

Сжатый газ будет заходить в колонну насосно-компрессорных труб 2 и снижать плотность пластовой продукции - нефти и воды. Осуществляется известный процесс газлифта, скважинная продукция поступает в систему нефтесбора.

После снижения добычи нефти из-за естественного охлаждения продуктивного пласта и повышения вязкости нефти осуществляют процесс закачки в пласт теплового агента - пара или горячей воды. На фиг. 2 изображен обратный процесс - закачка по колонне НКТ 2 теплового агента. Для осуществления этого процесса работа устройств 10 и 11 останавливается, задвижки 8 и 13 закрывают, А задвижку 12 открывают и через нее насосным или иным агрегатом качают теплоноситель в колонну НКТ. Пакерующее устройство выполняет свою функцию - не допускает проникновения теплового агента в МП, поэтому тепловой агент поступает в нефтяной пласт и прогревает его для последующей добычи горячей нефти по технологии газлифта.

При добыче нефти добывается вода двух видов и газ газлифта и попутный нефтяной газ. Пластовая вода и вода, закачиваемая в виде пара или горячей воды, создают с нефтью водо-нефтяную эмульсию, повышая тем самым вязкость скважинной продукции в НКТ. Для разрушения водо-нефтяной эмульсии и снижения ее вязкости по изобретению предложено в газ газлифта подавать через диспергатор 9 деэмульгатор.

По изобретению для добычи ВВН тепловым методом с помощью одной колонны НКТ предложено использовать колонну с газлифтными клапанами, пакерным устройством и подавать мелкодиспергированный реагент в закачиваемый в МП газ для снижения вязкости водонефтяной эмульсии. Реагент может быть и другим, например, ингибитором парафинообразования при формировании асфальтосмолопарафиновых отложений внутри колонны НКТ. Наличие отложений в НКТ уменьшает проходное сечение колонны лифтовых труб, это ведет к повышению потерь давления на трения и работе компрессора с большим давлением.

Предложенный способ добычи высоковязкой нефти решает поставленную техническую задачу с достижением положительного результата и может быть реализован в нефтяных компаниях.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к скважинной добыче высоковязкой нефти паротепловым способом в циклическом режиме. Скважину оборудуют колонной насосно-компрессорных труб (НКТ), укомплектованной пакерным устройством выше продуктивного пласта и несколькими обратными клапанами системы газлифта. Это позволяет одну колонну НКТ эксплуатировать в двух режимах для закачки теплового агента: водяного пара высокой температуры или горячей воды и для отбора теплой нефти и водного конденсата. При закачке теплового агента клапаны системы газлифта находятся в закрытом положении и колонна НКТ представляет собой колонну нагнетательных труб. При добыче пластовой продукции осуществляют газлифтную систему добычи нефти путем закачки в межтрубное пространство скважины природного или попутного нефтяного газа. Сокращаются временные затраты, обеспечивается подача реагента без привлечения дополнительных устройств. 2 ил.

Способ скважинной добычи высоковязкой нефти, состоящий из закачки в нефтяной пласт теплового агента по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) и подъему пластовой продукции до устья скважины по колонне НКТ, отличающийся тем, что для закачки теплового агента и подъема пластовой нефти используют колонну НКТ с пусковыми клапанами системы газлифта в виде обратных клапанов, кольцевое пространство над нефтяным пластом между колонной НКТ и обсадной колонной герметизируют пакерным устройством, при закачке теплового агента клапаны в НКТ находятся в закрытом состоянии, а при подаче газа в межтрубное пространство клапаны последовательно открываются со стороны межтрубного пространства на расчетное время сверху вниз для осуществления газлифта нефти внутри колонны НКТ, причем в закачиваемый в межтрубное пространство скважины газ подают деэмульгатор или ингибитор парафинообразования в мелкодиспергированном состоянии для снижения потерь давления на трение.