способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием отбора продукции скважины

Формула изобретения

Способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием отбора продукции скважины, включающий строительство верхней нагнетательной скважины и нижней добывающей скважины с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, закачку теплоносителя через горизонтальную нагнетательную скважину с прогревом пласта созданием паровой камеры и отбор продукции через горизонтальную добывающую скважину с уменьшением отбора в зонах наличия температурных пиков, осуществляя равномерный прогрев паровой камеры, отличающийся тем, что при строительстве скважин их горизонтальные участки оборудуют устанавливаемыми напротив зон продуктивного пласта секциями фильтров, внутри которых в добывающей скважине размещают хвостовик насоса с регулируемыми в зависимости от температуры клапанами, размещенными напротив соответствующих секций фильтров, причем в горизонтальном участке добывающей скважины пространство между секциями фильтров изнутри изолируют уплотнительными манжетами, а снаружи - водонабухающим материалом, при этом уменьшение отбора тяжелой нефти или битума производят за счет автоматического закрывания до полного перекрытия регулируемых клапанов, в секциях фильтров, напротив которых они установлены, температура добываемых тяжелой нефти или битума соответственно составляет 0,5-0,9 от температуры, при которой происходит прорыв теплоносителя в добывающую горизонтальную скважину из нагнетательной.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения высоковязкой и битумной нефти.

Известен способ разработки нефтяного месторождения (патент РФ № 2211318, МПК 8 Е21В 43/24, опубл. в бюл. № 24, от 27.08.2003), включающий бурение непрерывной (двухустьевой) скважины с образованием ее выходного участка вверх с наклоном от продуктивного пласта до дневной поверхности, установку в пробуренную скважину обсадной колонны, цементирование затрубного пространства по всей длине, перфорирование обсадной колонны в интервале горизонтального участка, установку внутри обсадной трубы насосно-компрессорных труб с центраторами, подачу теплоносителя по колонне насосно-компрессорных труб с входного и выходного участков, отбор продукта по выходному участку при продолжении закачки теплоносителя по входному участку.

Недостатком данного способа является недостаточная эффективность нефтеизвле-чения, так как при закачке пара и одновременном отборе нефти из одной скважины происходят быстрые прорывы пара, а при циклическом воздействии - непроизводительный расход пара на повторный прогрев остывшего продуктивного пласта за период отбора, т.е. большая энергозатратность.

Также известен способ разработки неоднородной нефтебитумной залежи (патент РФ № 2287678, МПК 8 Е21В 43/24, опубл. в бюл. № 32, от 20.11.2006), включающий строительство добывающей двухустьевой горизонтальной скважины и отбор продукции, отличающийся тем, что выше добывающей двухустьевой горизонтальной скважины параллельно ей строят нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину, создавая тем самьм пару двухустьевых горизонтальных скважин, на соседнем участке залежи строят аналогичную пару двухустьевых горизонтальных скважин, пары двухустьевых горизонтальных скважин проводят отдельно, охватывая наиболее продуктивные зоны залежи, режимы работы пар двухустьевых горизонтальных скважин по закачке устанавливают с учетом особенностей каждого участка залежи, закачку теплоносителя осуществляют в верхние нагнетательные двухустьевые горизонтальные скважины с обоих устьев, отбор продукции из добывающих двухустьевых горизонтальных скважин производят свабным насосом, причем свабные насосы соседних добывающих двухустьевых горизонтальных скважин связывают друг с другом.

Недостатком данного способа является ограниченность его применения, который можно осуществить только при наличии рядом расположенных пар двухустьевых нагнетательных и добывающих скважин.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин (патент РФ № 2340768, МПК 8 Е21В 43/24, опубл. в бюл. № 32, от 10.12.2008), включающий закачку теплоносителя через двухустьевую горизонтальную нагнетательную скважину, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры и отбор продукции через двухустьевую горизонтальную добывающую скважину, отличающийся тем, что прогрев продуктивного пласта начинают с закачки пара в обе скважины, разогревают межскважинную зону пласта, снижают вязкость нефти или битума, а паровую камеру создают закачкой теплоносителя с возможностью пробивания последнего к верхней части продуктивного пласта и увеличения размеров паровой камеры в процессе отбора продукции, при котором снимают термограммы паровой камеры, анализируют состояние ее прогрева на равномерность прогрева и наличие температурных пиков, и с учетом полученных термограмм осуществляют равномерный прогрев паровой камеры путем смены направления фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции, при этом объем закачки теплоносителя через устья нагнетательной скважины и/или отбор продукции через устья добывающей скважины изменяют в соотношении, %: (10-90):(90-10).

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, большие финансовые затраты на строительство двухустьевой скважины (стоимость строительства двухустьевой скважины в три раза дороже в сравнении с одноустьевой скважиной);

- во-вторых, большие материальные затраты, связанные с тем, что термодатчики на кабеле размещены по всей длине стволов двухустьевых скважин;

- в-третьих, в процессе осуществления способа необходим постоянный контроль за температурным режимом в паровой камере, так как о прорыве теплоносителя в горизонтальный участок добывающей скважины судят по показаниям термодатчиков, на основе которых строят термограммы паровой камеры, производят их анализ, на основании которого изменяют направление фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции.

Задачей изобретения является сокращение финансовых и материальных затрат на осуществление способа с возможностью автоматического отключения интервала горизонтального участка добывающей скважины, в который прорвался теплоноситель без постоянного контроля за температурным режимом в паровой камере.

Поставленная задача решается способом разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием отбора продукции скважины, включающим строительство верхней нагнетательной скважины и нижней добывающей скважины с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, закачку теплоносителя через горизонтальную нагнетательную скважину с прогревом пласта созданием паровой камеры и отбор продукции через горизонтальную добывающую скважину с уменьшением отбора в зонах наличия температурных пиков, осуществляя равномерный прогрев паровой камеры.

Новым является то, что при строительстве скважин их горизонтальные участки оборудуют устанавливаемыми напротив зон продуктивного пласта секциями фильтров, внутри которых в добывающей скважине размещают хвостовик насоса с регулируемыми в зависимости от температуры клапанами, размещенными напротив соответствующих секций фильтров, причем в горизонтальном участке добывающей скважины пространство между секциями фильтров изнутри изолируют уплотнительными манжетами, а снаружи - водонабухающим материалом, при этом уменьшение отбора тяжелой нефти или битума производят за счет автоматического закрывания до полного перекрытия регулируемых клапанов, в секциях фильтров, напротив которых они установлены, температура добываемых тяжелой нефти или битума соответственно составляет 0,5-0,9 от температуры, при которой происходит прорыв теплоносителя в добывающую горизонтальную скважину из нагнетательной.

На фигуре 1 схематично представлен предлагаемый способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием отбора продукции скважины.

На фигурах 2 изображена схема температурного клапана.

Предложенный способ осуществляется следующим образом.

Сначала производят строительство верхней нагнетательной скважины 1 (см. фиг.1) и нижней добывающей скважины 2 с горизонтальными участками 3 и 4 соответственно, расположенными друг над другом и вскрывающими продуктивный пласт 5 с тяжелой нефтью или битумом. В процессе строительства нагнетательной 1 и добывающей 2 скважин их горизонтальные участки 3 и 4 соответственно оборудуют фильтрами 6 и 7.

Фильтр 7 горизонтального участка 4 добывающей скважины 2 снаружи оснащен водонабухающим материалом 8, обладающим гидрофильными свойствами и представляющим собой полусшитый по особой технологии полиакриламид, имеющий возможность расширяться со временем в воде в 50-100 раз. Водонабухающий материал 8 в виде гранулированного порошка белого цвета размещен снаружи и закреплен, например, с помощью кожуха (на фиг.1 и 2 не показано) на каждой из секций фильтра 7.

Нагнетательная скважина 1 используется для закачки теплоносителя в продуктивный пласт 5, а добывающая скважина 2 используется для добычи тяжелой нефти или битума из продуктивного пласта 5.

Далее нагнетательную скважину 1 снабжают колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) 9, заглушенной снизу и перфорированной по длине горизонтального участка 3 с пакером 10 и горизонтальным перфорированным участком 11.

В добывающую скважину 2 спускают колонну НКТ 12 с пакером 13 погружным насосом 14 на конце, кроме того, на конце насоса 14 размещают хвостовик 15 с регулируемыми в зависимости от температуры клапанами 16; 16'; 16'' 16ⁿ, размещенными напротив зон продуктивного пласта 5, по всей длине горизонтального участка 4 добывающей скважины 2 (см. фиг.1). В горизонтальном участке 4 добывающей скважины 2 пространства 17; 17'; 17'' 17ⁿ между секциями фильтров 7 изнутри изолируют уплотнительными манжетами 18; 18'; 18'' 18ⁿ.

Далее начинают осуществлять закачку теплоносителя от парогенератора (на фиг.1, 2 не показано) в продуктивный пласт 5 по колонне НКТ 9 через его горизонтальный перфорированный участок 11 и фильтр 6 горизонтального участка 3 нагнетательной скважины 1. В зависимости от проницаемости продуктивного пласта 5 подбирают давление нагнетания и в зависимости от эффективной нефтенасыщенной толщины продуктивного пласта 5 определяют объем нагнетаемого пара, при этом происходит прогревание продуктивного пласта 5 с созданием паровой камеры.

Отбор разогретой тяжелой нефти или битума осуществляют с помощью погружного насоса 14, например винтового, причем разогретая тяжелая нефть или битум из продуктивного пласта 5 сначала через фильтр 7 горизонтального участка 4 добывающей скважины 2 попадает внутрь горизонтального участка 4, где размещены температурные клапаны 16, которые в зависимости от температуры жидкости перепускают через себя в хвостовик 15 и далее на прием погружного насоса 14, который перекачивает тяжелую нефть или битум на дневную поверхность.

В процессе отбора разогретой тяжелой нефти или битума происходит прорыв теплоносителя к фильтру 7 горизонтального участка 4 добывающей скважины 1, при этом водонабухающий материал 8, размещенный между секциями фильтра 7 горизонтального участка 4 добывающей скважины 2 и обладающий гидрофильными свойствами, реагирует и расширяется наружу, в связи с чем исключаются перетоки жидкости снаружи горизонтального участка 4 добывающей скважины 2 между секциями фильтра 7, и жидкость поступает внутрь фильтра 7, где размещены температурные клапаны 16; 16'; 16'' 16ⁿ, которые реагируют на температуру жидкости, которую они перепускают.

Настройку температурного режима работы клапанов 16; 16'; 16'' 16ⁿ, производят перед спуском их в горизонтальный ствол 4 добывающей скважины 2 в зависимости от толщины продуктивного пласта 5 и температуры, при которой происходит прорыв теплоносителя в горизонтальный участок 4 добывающей скважины 2. Количество температурных клапанов 16, установленных в составе хвостовика 15 в горизонтальном стволе 4 добывающей скважины 2, зависит от длины горизонтального участка 4, а также из расчета один клапан на 3-10 метров длины горизонтального участка 4 в зависимости от дебита скважины.

Температурные клапаны 16 могут быть различной конструкции, например, такой, которая изображена на фигуре 2. Температурный клапан 16 поджат от своего седла 19 пружиной 20, а к седлу 19 - температурно-зависимым материалом (биметаллическим материалом или в виде наборных секций «металл с памятью») 21, увеличивающимся в продольном направлении при температуре 0,5-0,9 от температуры, при которой происходит прорыв теплоносителя в горизонтальный участок 4 добывающей скважины 2, например 90°С, то есть 90°С × (0,5-0,9)=45°С-81°С. В данном интервале температур биметаллический материал 21 расширяется и увеличивается в продольном направлении, частично перекрывая входное отверстие 22. При превышении температуры 81°С входное отверстие 22 температурного клапана 16 полностью перекрывается, а если температура жидкости перепускаемой через температурный клапан 16 ниже 45°С, входное отверстие 22 температурного клапана 16 полностью открыто.

Поэтому, когда в процессе осуществления способа в определенном интервале происходит прорыв теплоносителя через фильтр 7 в горизонтальный участок 4 добывающей скважины 2, и при этом температура превышает 81°С, то полностью перекрывается входное отверстие 22 за счет расширения материала 21 одного или нескольких температурных клапанов 16 в зависимости от интервала прорыва теплоносителя в горизонтальный участок 4 добывающей скважины 2, при этом происходит уменьшение отбора разогретой тяжелой нефти или битума, перекачиваемого погружным насосом 14 на дневную поверхность.

Если же температура перепускаемой жидкости через температурный клапан 16 находится в интервале 45°С-81°С, то входное отверстие 22 одного или нескольких температурных клапанов 16, работающих в данном интервале температур, частично перекрывается за счет расширения материала 21, что уменьшает отбор разогретой тяжелой нефти или битума на поверхность.

Уплотнительные манжеты 18; 18'; 18'' 18ⁿ, размещенные на хвостовике 15, исключают перетоки жидкости от одного температурного клапана 16 к другому внутри горизонтального участка 4 добывающей скважины 2. Поэтому, если теплоноситель прорвался, например, в пространство 17' горизонтального участка 4 добывающей скважины 2, контролируемого одним температурным клапаном 16, то сработает именно этот температурный клапан 16.

При снижении температуры жидкости во входном канале 22 (см. фиг.2) ниже 81°С материал 21 температурного(ых) клапана(ов) 16 начинает сжиматься и частично открывает входное отверстие 22 температурного(ых) клапана(ов) 16 благодаря возвратной силе пружин(ы) 20, При снижении температуры жидкости во входном канале 22 (см. фиг.2) ниже 45°С температурный(ые) клапан(ы) 16 полностью открывается и возвращается в исходное положение благодаря возвратной силе пружины 20.

Предложенный способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием отбора продукции скважины снижает финансовые и материальные затраты на его осуществление, так как способ осуществляется с помощью одноустьевой скважины и для его осуществления не требуются дорогостоящие термодатчики и кабели, проложенные по всей длине обеих скважин. Кроме того, наличие температурных клапанов позволяет автоматически отключать интервал(ы) горизонтального участка добывающей скважины, в который прорвался теплоноситель, а наличие водонабухающего материала и уплотнительных манжет исключает перетоки жидкости как внутри, так и снаружи фильтра горизонтального участка добывающей скважины.