способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума

Формула изобретения

Способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума, включающий строительство верхней нагнетательной и нижней добывающей скважин 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, 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, изменяя зоны отбора продукции, отличающийся тем, что при строительстве скважин их горизонтальные участки оборудуют устанавливаемыми напротив зон продуктивного пласта фильтрами, внутри фильтра в скважинах размещают аналогичные хвостовики, снабженные входными отверстиями, разбивающими фильтры в нагнетательных и добывающих скважинах на зоны нагревания теплоносителем и зоны отбора продукции, на расстоянии, исключающем прорыв теплоносителя при смене зоны нагревания и отбора, при этом в нагнетательной скважине хвостовик оснащают изнутри штоком, спускаемым на колонне труб, которую на устье оснащают гидродомкратом двухстороннего действия, а хвостовик в добывающей скважине - штоком, соединенным со входом в насос, который спускают в добывающую скважину на колонне труб, которую на устье оснащают своим гидродомкратом двухстороннего действия, при этом пространство между штоком и хвостовиком между входными отверстиями хвостовика как в добывающей, так и в нагнетательной скважинах герметично разобщают перед спуском кольцевыми вставками, разбивая хвостовик на соответствующие секции нагревания или секции отбора, которые сообщены боковыми каналами через одну с внутренним пространством штока, при этом для изменения зон нагревания и зон отбора при возникновении температурных пиков закачку теплоносителя и отбор продукции прекращают, в гидродомкратах создают избыточное давление, приводящее к продольному перемещению вместе колонн труб со штоками в соответствующих хвостовиках так, что их боковые каналы, проходя через кольцевые вставки, сообщают внутреннее пространство штоков с соседними незадействованными до этого секциями нагревания и отбора, после чего закачку теплоносителя и отбор продукции возобновляют до возникновения температурных пиков напротив секций нагревания и отбора в соответствующих им зонах нагревания и отбора, для исключения прорыва теплоносителя закачку теплоносителя и отбор продукции прекращают, в гидродомкратах создают избыточное обратное давление, приводящее к продольному перемещению в хвостовиках и возвращению в исходное состояние вместе с колоннами труб соответствующих штоков, после чего закачку теплоносителя и отбор продукции возобновляют в соответствующих первоначальных секциях и зонах, в ходе эксплуатации циклы при необходимости смены зон нагревания и отбора хвостовиков синхронно повторяют.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения тяжелой нефти или битума.

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 нефтеизвлечения, 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 самым 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 г.), включающий закачку теплоносителя через двухустьевую горизонтальную нагнетательную скважину, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры и отбор продукции через двухустьевую горизонтальную добывающую скважину, при этом 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, кроме того, термодатчики на оптико-волоконных кабелях спущены в обе скважины);

во-вторых, смена направления фильтрации и/или режимов отбора продукции, а также изменение объема закачки теплоносителя через устья нагнетательной скважины и/или отбор продукции через устья добывающей скважины в соотношении, %: (10-90):(90-10) малоэффективны и дают лишь кратковременный эффект на начальном этапе разработки месторождения тяжелой нефти или битума.

Технической задачей изобретения является сокращение финансовых и материальных затрат на строительство скважин, с помощью которых осуществляется данный способ, а также повышение эффективности разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием закачки теплоносителя в скважину и отбора продукции из скважины за счет возможности смены секций и зон нагрева и отбора продукции из пласта на протяжении горизонтальных участков нагнетательной и добывающих скважин.

Поставленная техническая задача решается способом разработки месторождения тяжелой нефти или битума, включающим строительство верхней нагнетательной и нижней добывающей скважин 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, 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, изменяя зоны отбора продукции.

Новым является то, что при строительстве скважин их горизонтальные участки оборудуют устанавливаемыми напротив зон продуктивного пласта фильтрами, внутри фильтра в скважинах размещают аналогичные хвостовики, снабженные входными отверстиями, разбивающими фильтры в нагнетательных и добывающих скважинах на зоны нагревания теплоносителем и зоны отбора продукции, на расстоянии, исключающем прорыв теплоносителя при смене зоны нагревания и отбора, при этом в нагнетательной скважине хвостовик оснащают изнутри штоком, спускаемым на колонне труб, которую на устье оснащают гидродомкратом двухстороннего действия, а хвостовик в добывающей скважине - штоком, соединенным со входом в насос, который спускают в добывающую скважину на колонне труб, которую на устье оснащают своим гидродомкратом двухстороннего действия, при этом пространство между штоком и хвостовиком между входными отверстиями хвостовика как в добывающей, так и в нагнетательной скважинах герметично разобщают перед спуском кольцевыми вставками, разбивая хвостовик на соответствующие секции нагревания или секции отбора, которые сообщены боковыми каналами через одну с внутренним пространством штока, при этом для изменения зон нагревания и зон отбора при возникновении температурных пиков закачку теплоносителя и отбор продукции прекращают, в гидродомкратах создают избыточное давление, приводящее к продольному перемещению вместе колонн труб со штоками в соответствующих хвостовиках так, что их боковые каналы, проходя через кольцевые вставки, сообщают внутреннее пространство штоков с соседними незадействованными до этого секциями нагревания и отбора, после чего закачку теплоносителя и отбор продукции возобновляют до возникновения температурных пиков напротив секций нагревания и отбора в соответствующих им зонах нагревания и отбора, для исключения прорыва теплоносителя закачку теплоносителя и отбор продукции прекращают, в гидродомкратах создают избыточное обратное давление, приводящее к продольному перемещению в хвостовиках и возвращению в исходное состояние вместе с колоннами труб соответствующих штоков, после чего закачку теплоносителя и отбор продукции возобновляют в соответствующих первоначальных секциях и зонах, в ходе эксплуатации циклы при необходимости смены зон нагревания и отбора хвостовиков синхронно повторяют.

На чертеже схематично представлен предлагаемый способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума.

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

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

Внутри фильтра 6 в горизонтальном участке 3 нагнетательной скважины 1 размещают хвостовик 8, снабженный входными отверстиями 9, разбивающими фильтр 6 на зоны закачки теплоносителя, а расстояние А между входными отверстиями 9 на всем протяжении хвостовика 8 подбирают опытным путем, исходя из исключения прорыва теплоносителя при смене зоны отбора.

Хвостовик 8 оснащают изнутри штоком 10, жестко соединенным с колонной труб 11, например колонной насосно-компрессорных труб (НКТ), спущенной в нагнетательную скважину 1, при этом внутреннее пространство штока 10 гидравлически сообщено с внутренним пространством колонны труб 11.

Колонна труб 11 на устье оснащена гидродомкратом 12 двухстороннего действия. Пространство 13 между штоком 10 и хвостовиком 8 между входными отверстиями 9 хвостовика 8 герметично разобщают перед спуском кольцевыми вставками 14, разбивая хвостовик 8 на секции нагревания S и S₁ и соответствующие им зоны нагревания пласта 5, которые сообщены боковыми каналами 15 через одну секцию (S₁) с внутренним пространством штока 10.

Внутри фильтра 7 в горизонтальном участке 4 добывающей скважины 2 размещают хвостовик 16, снабженный входными отверстиями 17, разбивающими фильтр 7 на зоны отбора продукции, а расстояние В между входными отверстиями 17 на всем протяжении хвостовика 16 подбирают опытным путем, исходя из исключения прорыва теплоносителя при смене зоны отбора.

Хвостовик 16 оснащают изнутри штоком 18, жестко соединенным с колонной труб 19, например колонной насосно-компрессорных труб (НКТ), в составе которой в добывающую скважину 2 спущен насос 20 (например, электроцентробежный погружной насос (ЭЦН), при этом внутреннее пространство штока 18 гидравлически сообщено со входом 21 насоса 20.

Колонна труб 19 на устье оснащена гидродомкратом 22 двухстороннего действия. Пространство 23 между штоком 18 и хвостовиком 16 между входными отверстиями 17 хвостовика 16 герметично разобщают перед спуском кольцевыми вставками 24, разбивая хвостовик 16 на секции отбора продукции S' и S₁' и соответствующие им зоны отбора продукции пласта 5, которые сообщены боковыми каналами 25 через одну секцию (S₁') с внутренним пространством штока 12.

Контроль за прорывом теплоносителя из горизонтальной части 3 нагнетательной скважины 1 в горизонтальную часть 4 добывающей скважины 2 ведут по показаниям, снимаемым с термодатчиков 26 (показано условно), спущенных, например, на оптиковолоконном кабеле в горизонтальный участок 4 добывающей скважины 2.

Начинают осуществлять закачку теплоносителя от парогенератора (на чертеже не показано) в продуктивный пласт 5. Теплоноситель по внутренним пространствам колонны труб 11 и штока 10 нагнетательной скважины 1, через боковые каналы 15 штока 10, пространство 13, входные отверстия 9 хвостовика 8, и далее через отверстия фильтра 6 горизонтального участка 3 нагнетательной скважины 1 попадает в пласт 5, где нагревает зоны пласта 5, размещенные напротив секций нагревания S (см. боковой канал 15).

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.

Разогретая в паровой камере тяжелая нефть или битум (продукция) из продуктивного пласта 5 попадает через отверстия фильтра 7 горизонтального участка 4 добывающей скважины 2 и через входные отверстия 17 хвостовика 16, пространство 23, а затем через боковые каналы 25 штока 18, размещенные в секциях отбора продукции S' (боковые каналы 25 штока 18 размещаются напротив секций отбора продукции S'), поступает на вход 21 насоса 20, который по колонне труб 19 перекачивает (отбирает) разогретую тяжелую нефть или битум на дневную поверхность.

В процессе отбора разогретой тяжелой нефти или битума происходит прорыв теплоносителя из паровой камеры пласта 5 в фильтр 7 добывающей скважины 2, о чем свидетельствует наличие температурных пиков на термограммах, которые строятся по результатам данных термодатчиков 26, установленных в горизонтальном участке 4 добывающей скважины 2. Для исключения проникновения теплоносителя через фильтр 7 в горизонтальный участок 4 добывающей скважины 2 и соответственно на вход 21 насоса 20, перекачивающего продукцию на поверхность, необходимо произвести изменение зон отбора разогретой тяжелой нефти или битума.

Для изменения зон для отбора при возникновении температурных пиков (проникновении теплоносителя через фильтр 7 в горизонтальный участок 4 добывающей скважины 2) отбор продукции насосом 20 из добывающей скважины 2, как описано выше, прекращают.

В гидродомкратах 12 и 22 (в линии С и С') синхронно создают избыточное давление (см. чертеж), например при помощи насосных агрегатов ЦА-320, приводящее к продольному перемещению колонн труб 11 и 19 со штоками 10 и 18 соответственно, причем штоки 10 и 18 перемещаются в хвостовиках 8 и 16 так, что их боковые каналы 15 и 25, соответственно, проходя через кольцевые вставки 14 и 24, размещенные в хвостовиках 10 и 18 соответственно, сообщают внутренние пространства штоков 10 и 18 с соседними незадействованными до этого секциями нагревания S₁ (боковые каналы 15 штока 10 размещаются напротив секций нагревания S₁) и отбора продукции S' ₁ (боковые каналы 25 штока 18 размещаются напротив секций отбора продукции S'₁), в соответствующих им зонах пласта 5.

Отбор продукции насосом 20 по колонне труб 19 из добывающей скважины 2 на поверхность возобновляют, как описано выше, до возникновения температурных пиков (прорывании теплоносителя через фильтр 7 в горизонтальный участок 4 добывающей скважины 2) напротив секций S'₁, то есть соответствующих им зонах отбора продукции горизонтального участка 4 добывающей скважины 2. При возникновении температурных пиков с целью дальнейшего исключения прорыва теплоносителя через фильтр 7 в горизонтальный участок 4 добывающей скважины 2 отбор продукции насосом 20 прекращают.

В гидродомкрате (в линии D и D') создают избыточное обратное давление, приводящее к обратному продольному перемещению колонн труб 11 и 19 со штоками 10 и 18 в хвостовиках 8 и 16 и возвращению в исходное состояние (боковые каналы 15 и 25 штоков 10 и 18 соответственно размещаются напротив секций нагревания S и отбора продукции S' в соответствующих им зонах нагревания пласта 5).

После чего отбор продукции насосом 20 по колонне труб 19 из добывающей скважины 2 на поверхность вновь возобновляют из первоначальных секций нагревания S и отбора продукции S'.

В ходе эксплуатации (в случае возникновении температурных пиков, свидетельствующих о прорыве теплоносителя через фильтр 7 в горизонтальный участок 4 добывающей скважины 2) циклы при необходимости смены секций и зон нагревания и отбора синхронно повторяют.

Предложенный способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием закачки теплоносителя в скважину и отбора продукции из скважины осуществляется с помощью одноустьевой скважины, а термодатчики на оптико-волоконном кабеле спущены только в одну горизонтальную добывающую скважину, что в сравнении с прототипом снижает финансовые и материальные затраты на осуществление способа.

Кроме того, повышается эффективность разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием закачки теплоносителя в скважину и отбора продукции из скважины за счет возможности смены зон нагревания и отбора продукции из продуктивного пласта на протяжении горизонтальных участков добывающей и нагнетательной скважин, при этом нет необходимости изменения направления фильтрации и/или изменения режима отбора продукции.