ГРАВИТАЦИОННЫЙ СПОСОБ ДОБЫЧИ НЕФТИ ДВУХУСТЬЕВЫМИ СКВАЖИНАМИ Российский патент 2022 года по МПК E21B43/16 E21B43/24 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефти старых месторождений в интервале горизонтального участка [E21B 43/16, E21B 43/24, E21B 43/241].

В современных условиях перспективы развития нефтяной отрасли связываются с разработкой месторождений тяжелой нефти и природных битумов. Пристальный интерес к месторождениям тяжелой нефти и природных битумов вполне объясним постоянным ростом цен на углеводородное сырье, постепенным истощением запасов традиционной легкой нефти, а также развитием технологий добычи «нетрадиционной» нефти. Большая часть мировых запасов тяжелой нефти находятся в Канаде, Венесуэле и России. Добыча нетрадиционной нефти требует нетрадиционного уникального подхода. Существуют различные способы разработки залежей тяжелой нефти и природных битумов, которые различаются технологическими и экономическими характеристиками. Условно технологии и способы разработки залежей тяжелой нефти и природных битумов, которые испытывались и нашли применение в практике добычи нефти в России и за рубежом, можно разделить на три группы:

карьерный и шахтный способы разработки;

так называемые «холодные» способы добычи;

тепловые методы добычи.

Естественно, что применимость той или иной технологии обусловливается геологическим строением и условиями залегания пластов, физико-химическими свойствами пластового флюида, состоянием и запасами углеводородного сырья, климатическими, географическими условиями и др.

Идея использования высокой плотности битумов в качестве движущей силы в процессе добычи с применением термического воздействия впервые была реализована на Ярегском месторождении, которое разрабатывается так называемым шахтно-скважинным способом. С развитием технологии горизонтального бурения в Канаде была разработана технология парогравитационного воздействия с применением пары горизонтальных скважин, более известная в мировой промышленности как SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage).

В классическом описании эта технология требует бурения двух горизонтальных скважин, расположенных параллельно одна над другой. Скважины бурятся через нефтенасыщенные толщины вблизи подошвы пласта. Расстояние между двумя скважинами, как правило, составляет 5 метров. Длина горизонтальных стволов достигает 1000 м. Верхняя горизонтальная скважина используется для нагнетания пара в пласт и создания высокотемпературной паровой камеры.

Процесс парогравитационного воздействия начинается со стадии предпрогрева, в течение которой (несколько месяцев) производится циркуляция пара в обеих скважинах. При этом за счет кондуктивного переноса тепла осуществляется разогрев зоны пласта между добывающей и нагнетательной скважинами, снижается вязкость нефти в этой зоне и, тем самым, обеспечивается гидродинамическая связь между скважинами.

На основной стадии добычи производится уже нагнетание пара в нагнетательную скважину. Закачиваемый пар, из-за разницы плотностей, пробивается к верхней части продуктивного пласта, создавая увеличивающуюся в размерах паровую камеру. На поверхности раздела паровой камеры и холодных нефтенасыщенных толщин постоянно происходит процесс теплообмена, в результате которого пар конденсируется в воду и вместе с разогретой нефтью стекают вниз к добывающей скважине под действием силы тяжести.

Рост паровой камеры вверх продолжается до тех пор, пока она не достигнет кровли пласта, после чего она начинает расширяться в стороны. При этом нефть всегда находится в контакте с высокотемпературной паровой камерой. Таким образом, потери тепла минимальны, что делает этот способ разработки выгодным с экономической точки зрения.

Результаты пилотных проектов SAGD показали, что разработка залежей высоковязкой нефти (10000-45000 мПа·с) новым методом повышает коэффициент извлечения нефти до 60% по сравнению с 10% при циклической паротепловой обработке скважин.

Существует несколько ключевых проблем, которые компании, использующие технологию SAGD, должны преодолеть, чтобы достичь рентабельности технологии. Это:

достижение максимальной энергоэффективности;

оптимальный процесс разделение нефти и воды;

очистка воды для повторного использования в производстве пара.

Эффективное использование реагентов – основное условие успешного решения этих проблем. Одним из перспективных направлений повышения эффективности проектов SAGD с технологической, экономической и, что немаловажно, с экологической точки зрения является использование углеводородных растворителей. За последние годы был разработан целый ряд модификаций SAGD:

Vapour Extraction (VAPEX) – извлечение нефти посредством парообразного растворителя;

Expanding Solvent SAGD (ES-SAGD) – парогравитационное воздействие с добавкой растворителя;

Solvent Aided Process (SAP) – процесс с добавкой растворителя;

Steam Alternating Solvent (SAS) – чередование закачки пара и растворителя.

Несмотря на многообразие технологий, их можно разделить на 3 группы: технологии, в которых пар полностью заменяется растворителем, технологии, в которых пар и растворитель нагнетаются совместно и последовательная (циклическая) закачка пара и растворителя.

Необходимость модификаций SAGD обусловлена стремлением улучшить экономические показатели проектов, учесть конкретные геолого-физические условия месторождения, а также жесткими требованиями в области охраны окружающей среды. Проекты SAGD являются крупнейшими потребителями пресной воды в регионах добычи, а плата за выбросы парниковых газов при производстве пара уже в обозримом будущем может стать весомой статьей затрат.

Преимущества технологии парогравитационного дренажа: высокий коэффициент извлечения нефти, достигающий при благоприятных условиях 75%, непрерывный процесс добычи нефти, баланс между получением пара в условиях забоя и потерями тепла и как результат максимальные объемы извлечения, оптимальный суммарный паронефтяной коэффициент.

Недостатками технологии парогравитационного дренажа являются высокая себестоимость нефти, связанная со стоимостью парогенерации, при которой требуется источник большого объема воды, а также оборудование по подготовке воды, а также высокие требования к разрабатываемому пласту по однородности и сравнительно большой мощности.

Из патентных источников известен СПОСОБ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ИЗ ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ [RU2421608 (C1), опубл.: 20.06.2011], включающий установку в пробуренную скважину перфорированной эксплуатационной колонны, изоляцию затрубного пространства до горизонтального ствола, установку в эксплуатационную колонну насосно-компрессорных труб, герметизацию межтрубного пространства узлом изоляции, закачку вытесняющего агента в оконечную часть эксплуатационной колонны за узел изоляции и отбор продукта в начале горизонтального участка эксплуатационной колонны, отличающийся тем, что перед спуском эксплуатационной колонны в скважину до горизонтального участка устанавливают обсадную колонну с последующим ее цементированием, а между началом горизонтального участка и оконечной частью снаружи эксплуатационную колонну перед спуском оборудуют надувным пакером, который изнутри сообщен перепускными отверстиями, расположенными со стороны устья от узла изоляции, с эксплуатационной колонной, причем закачку рабочего агента осуществляют по межтрубному пространству через технологический клапан, сообщенный выходом с оконечной частью эксплуатационной колонны, а продукт отбирают по колонне насосно-компрессорных труб, сообщенных с затрубным пространством эксплуатационной колонны радиальными каналами.

Недостатком аналога является высокая трудоемкость добычи нефти, обусловленная, также как и в описанной выше технологии SAGD, применением рабочего агента для вытеснения из затрубного пространства нефти, что в том числе приводит и к повышению себестоимости добычи нефти.

Наиболее близким по технической сущности является СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ ИЛИ БИТУМА С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ДВУХУСТЬЕВЫХ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН [RU 2431746 (A), опубл.: 20.10.2011], включающий строительство двухустьевых верхней нагнетательной и нижней добывающей скважин с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, закачку теплоносителя, например перегретого пара через нагнетательную скважину с прогревом пласта созданием паровой камеры и отбор продукции через добывающую скважину, отличающийся тем, что в качестве теплоносителя используется перегретый пар, смешанный с продуктами сгорания горючего топлива, который закачивают через одно из устьев нагнетательной колонны, при этом осуществляют отбор сконденсировавшейся на внутренней поверхности нагнетательной колонны влаги через другое устье, а при ухудшении коллекторских свойств и/или снижении суммарного отбора продукции пласта более чем в два раза за период не более трех месяцев одно из устьев добывающей скважины герметизируют, а через другое закачивают нефтеводяную эмульсию в объеме, превышающем не менее чем в два раза объем горизонтального ствола добывающей колонны, после технологической выдержки закачку теплоносителя и отбор продукции осуществляют в обычном режиме.

Основной технической проблемой прототипа является проблема технологии SAGD, а именно высокая себестоимость нефти, практическая невозможность добычи нефти при отсутствии источника воды, трудозатраты на дополнительное оборудование по подготовке воды и особые требования к разрабатываемому пласту. Кроме того, применение описанного в прототипе способа неизменно ведет к отрицательному воздействию на природу.

Задачей изобретения является устранение недостатков прототипа.

Технический результат изобретения заключается в снижении трудоемкости и трудозатрат разработки нефти.

Указанный технический результат достигается за счет того, что гравитационный способ добычи нефти двухустьевыми скважинами, характеризующийся строительством двухустьевой скважины с горизонтальным участком, отличающийся тем, в выполненную скважину со стороны нагнетательного и добывающего устьев в полость пласта монтируют обсадные колонны внутрь которых петлей с выходом в продуктивный горизонт монтируют эксплуатационную колонну, изолированную в устьевых частях от обсадной колонны уплотнениями, при этом в горизонтальных участках обсадной и эксплуатационной колонн выполнены отверстия для дренажа из полости пласта во внутритрубное пространство эксплуатационной колонны под действием собственной силы тяжести нефтеводяной эмульсии, по мере заполнения которого нефтеводяную эмульсию вытесняют от нагнетательного к добывающему устьям очистными элементами запускаемыми со стороны нагнетательного устья устройством пуска и извлекаемым вместе с нефтеводяной эмульсией со стороны добывающего устья устройством приема, при этом упомянутые очистные элементы проталкивают в эксплуатационной колонне к добывающему устью высоким давлением нейтрального газа, подаваемого через нагнетательное устье от компрессора, соединенного с устройством пуска, нефтеводяную эмульсию от устройства приема добывающего устья с помощью магистрального насоса подают для дальнейшей переработки или хранения.

Краткое описание чертежей.

На фиг.1 показано схематичное изображение гравитационного способа добычи нефти двухустьевыми скважинами - вид сбоку.

На фиг.2 показано схематичное изображение гравитационного способа добычи нефти двухустьевыми скважинами - вид сверху.

На фигурах обозначено: 1 - продуктивный горизонт, 2 - обсадная колонна, 3 - перфорация колонн, 4 - эксплуатационная колонна, 5 - сальниковое уплотнение, 6 - устройства пуска и приема, 7 - очистной элемент, 8 - компрессоры, 9 - емкость сбора, 10 - магистральный насос, 11 - установка подготовки нефти и газа, 12 - наливной стояк.

Осуществление изобретения

Гравитационный способ добычи нефти двухустьевыми скважинами характеризуется тем, что в продуктивном горизонте 1 (см. Фиг.1) выполняют бурением горизонтальные скважины диаметром, например, 500 мм с горизонтальным окончанием ствола, имеющего два устья, длиной, зависящей от геометрических размеров залежи. Таких скважин на месте добычи нефти может быть выполнено несколько. В выполненную скважину монтируют обсадную колонну 2, в которой по всей длине выполнена перфорация 3.

В обсадную колонну 2 опускают эксплуатационную колонну 4, диаметром, меньшим по сравнению с диаметром обсадной колонны 2. Например, для скважины диаметром 500 мм эксплуатационную колонну 4 выбирают диаметром 350 мм. По всей длине эксплуатационной колонны 4, так же как и в обсадной колонне 1, выполнена перфорация 3. Упомянутая эксплуатационная колонна 4 смонтирована петлей с выходом на добывающее устье скважины и выполнена с возможностью совмещенного выполнения функции лифта. Эксплуатационная колонна 4 от обсадной колонны 2 в устьевых частях изолирована сальниковым уплотнением 5.

Со стороны нагнетательного и добывающего устья к эксплуатационной колонне 4 смонтированы устройства пуска и приема 6, оборудованные, соответственно, камерами пуска и приема (на фигурах не показаны) очистных элементов 7, выполненных в виде, например, полиуретановых шаров, торпед, поршней и т.д.

По мере накопления, дренирующей через перфорацию колонн 3, нефтеводяной эмульсии в трубном пространстве обсадной 2 и эксплуатационной 4 колонн к нагнетательному устью эксплуатационной колонны 4 к камере пуска устройства пуска и приема 6 подключают компрессор 8, выполненный с возможностью получения азота из атмосферного воздуха. В камеру пуска устройства пуска и приема 6 помещают очистной элемент 7 и высоким давлением азота, подаваемым компрессором 8 (см. Фиг.2), запускают очистной элемент 7 по эксплуатационной колонне 4 от нагнетательного к добывающему устью скважины. Очистной элемент 7 при прохождении внутри эксплуатационной колонны 4 продавливает скопившуюся в ней нефтеводяную эмульсию от нагнетательного к добывающему устью и через последнее происходит излив нефтеводяной эмульсии. Нефтеводяную эмульсию подают в емкость сбора 9, откуда, при помощи магистрального насоса 10 по нефтепроводу откачивают на установку подготовки нефти и газа 11 или через стояк налива 12 откачивают в цистерны (на фигурах не показаны).

По мере вытеснения всей накопленной в трубном пространстве эксплуатационной колонны 4 нефтеводяной эмульсии очистной элемент 7 достигает камеры приема устройства пуска и приема 6, смонтированного на втором (добывающем) устье эксплуатационной колонны 4 и на этом процесс на данной скважине прекращается до наступления следующего цикла заполнения трубного пространства эксплуатационной колонны 4 нефтеводяной эмульсией. Для оповещения о заполнении трубного пространства эксплуатационной колонны 4 нефтеводяной эмульсией в упомянутом пространстве монтируют датчики уровня (на фигурах не показаны).

Технологический процесс вытеснения накопленной гравитационным методом в эксплуатационной колонне 4 нефтеводяной эмульсии множества двухустьевых скважин может выполняться последовательно.

Описанный пример является частным случаем реализации изобретения и не ограничивает его объем, который определяется формулой изобретения с учетом возможных вариантов.

Технический результат - снижение трудоемкости и трудозатрат разработки нефти достигается за счет простой, но эффективной технологии, не требующей затрат на ввод в пласт нефти пара или реагентов, а предполагающей под собой выполнение двухустьевых скважин с монтажом в них и одна в другую обсадной 2 и эксплуатационной 4 колонн с перфорацией 3 в их горизонтальных участках и с петлевым выходом эксплуатационной колонны 1 в продуктивный горизонт. Через перфорированные участки обсадной 2 и эксплуатационной 4 колонн нефтеводяная эмульсия под действием собственной силы тяжести попадает сначала в межколонное пространство, а затем во внутритрубное пространство эксплуатационной колонны 4. По мере наполнения упомянутую нефтеводяную эмульсию вытесняют через добывающее устье эксплуатационной колонны 4 путем проталкивания внутри эксплуатационной колонны 4 от нагнетательного к добывающему устью очистного элемента 7 создаваемым с помощью компрессора 8 высоким давлением нейтрального газа, подаваемым через устройство пуска 6, являющегося одновременно устройством пуска очистного элемента 7. Для извлечения из добывающего устья эксплуатационной колонны 4 нефтеводяной эмульсии и очистного элемента 7 на упомянутом устье смонтировано устройства приема 6, к которому также подключен магистральный насос 10, подающий нефтеводяную эмульсию к установке подготовки нефти и газа 11 или в наливной стояк 12.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефти старых месторождений в интервале горизонтального участка. Гравитационный способ добычи нефти двухустьевыми скважинами характеризуется строительством двухустьевой скважины с горизонтальным участком. В выполненную скважину со стороны нагнетательного и добывающего устьев в полость пласта монтируют обсадные колонны. Внутрь обсадных колонн петлей с выходом в продуктивный горизонт монтируют эксплуатационную колонну, изолированную в устьевых частях от обсадной колонны уплотнениями. В горизонтальных участках обсадной и эксплуатационной колонн выполнены отверстия для дренажа из полости пласта во внутритрубное пространство эксплуатационной колонны под действием собственной силы тяжести нефтеводяной эмульсии. По мере заполнения внутритрубного пространства нефтеводяную эмульсию вытесняют от нагнетательного к добывающему устьям очистными элементами, запускаемыми со стороны нагнетательного устья устройством пуска и извлекаемыми вместе с нефтеводяной эмульсией со стороны добывающего устья устройством приема. При этом упомянутые очистные элементы проталкивают в эксплуатационной колонне к добывающему устью высоким давлением нейтрального газа, подаваемым через нагнетательное устье от компрессора, соединенного с устройством пуска. Нефтеводяную эмульсию от устройства приема добывающего устья с помощью магистрального насоса подают для дальнейшей переработки или хранения. Достигается технический результат – снижение трудоемкости и трудозатрат разработки нефти. 2 ил.

Гравитационный способ добычи нефти двухустьевыми скважинами, характеризующийся строительством двухустьевой скважины с горизонтальным участком, отличающийся тем, что в выполненную скважину со стороны нагнетательного и добывающего устьев в полость пласта монтируют обсадные колонны, внутрь которых петлей с выходом в продуктивный горизонт монтируют эксплуатационную колонну, изолированную в устьевых частях от обсадной колонны уплотнениями, при этом в горизонтальных участках обсадной и эксплуатационной колонн выполнены отверстия для дренажа из полости пласта во внутритрубное пространство эксплуатационной колонны под действием собственной силы тяжести нефтеводяной эмульсии, по мере заполнения которого нефтеводяную эмульсию вытесняют от нагнетательного к добывающему устьям очистными элементами, запускаемыми со стороны нагнетательного устья устройством пуска и извлекаемыми вместе с нефтеводяной эмульсией со стороны добывающего устья устройством приема, при этом упомянутые очистные элементы проталкивают в эксплуатационной колонне к добывающему устью высоким давлением нейтрального газа, подаваемым через нагнетательное устье от компрессора, соединенного с устройством пуска, нефтеводяную эмульсию от устройства приема добывающего устья с помощью магистрального насоса подают для дальнейшей переработки или хранения.