СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ ИЛИ БИТУМА С РЕГУЛИРОВАНИЕМ ЗАКАЧКИ ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ В СКВАЖИНУ
PROCEDURE FOR DEVELOPMENT OF DEPOSIT OF HEAVY OIL OR BITUMEN WITH CONTROL OF PUMPING HEAT CARRIER INTO WELL

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 E21B 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 E21B 43/24, опубл. в бюл. №32 от 20.11.2006), включающий строительство добывающей двухустьевой горизонтальной скважины и отбор продукции, при этом 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, так как его 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 E21B 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);
- во-вторых, смена направления фильтрации и/или режимов отбора продукции 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 за счет регулирования закачки теплоносителя в скважину по отдельным интервалам на протяжении всего горизонтального участка нагнетательной скважины.
Поставленная задача решается способом разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием закачки теплоносителя в скважину, 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, осуществляя равномерный прогрев паровой камеры.
Новым является то, что при строительстве скважин их горизонтальные участки оборудуют фильтрами, в нагнетательную скважину спускают колонны труб по типу «труба в трубе» с изолированными друг от друга внутренними пространствами, причем выходные отверстия колонн труб размещены в фильтре и разнесены по длине горизонтального участка, разбивая его на зоны прогрева так, что исключается прорыв теплоносителя в добывающую скважину через более прогретую зону, причем на устье колонны для закачки теплоносителя оснащают каждую самостоятельными трубопроводами с регулируемыми задвижками, которые регулируют подачу теплоносителя в зависимости от термограммы паровой камеры, снимаемой в добывающей скважине.
На чертеже схематично представлен предлагаемый способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием закачки теплоносителя в скважину.
Предложенный способ осуществляется следующим образом.
Сначала производят строительство верхней нагнетательной скважины 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.
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.
В нагнетательную скважину 1 спускают несколько колонн труб по типу «труба в трубе», например, как показано на чертеже 1 - три колонны труб 8, 9, 10 с изолированными друг от друга внутренними пространствами с помощью соответствующих пакеров 11 и 12. Нижний конец колонны труб 10 заглушен. Выходные отверстия 13, 14 и 15 колонн труб 8, 9 и 10 соответственно размещены в фильтре 6 нагнетательной скважины и разнесены по длине горизонтального участка 3 нагнетательной скважины 1, разбивая его на зоны прогрева так, что исключается прорыв теплоносителя в горизонтальный участок 4 добывающей скважины 1 через более прогретую зону.
На устье колонны труб 8, 9, 10, предназначенные для закачки теплоносителя, оснащают каждую самостоятельными трубопроводами с регулируемыми задвижками 16, 17 и 18 соответственно, которые регулируют подачу теплоносителя в зависимости от термограммы паровой камеры, снимаемой по показанию термодатчиков 19 (показано условно), спущенных, например, на оптико-волоконном кабеле в горизонтальные участки 3 и 4 соответственно нагнетательной 1 и добывающей 2 скважин.
В добывающую скважину 2 спускают колонну НКТ 20 с погружным насосом 21 на конце.
Далее начинают осуществлять закачку теплоносителя (пара) от парогенератора (не показано) в продуктивный пласт 5, при этом полностью открывают регулируемые задвижки 16, 17 и 18 и начинают одновременную закачку теплоносителя во все три колонны 8, 9, 10 и через их соответствующие выходные отверстия 13, 14 и 15 и фильтр 6 горизонтального участка 3 нагнетательной скважины 1 в продуктивный пласт 5. 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 21, 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 и далее поступает 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 из паровой камеры в фильтр 7 горизонтального участка 4 добывающей скважины 2, о чем свидетельствует наличие температурных пиков на термограммах, которые строятся по результатам данных термодатчиков, установленных в горизонтальных участках 3 и 4 соответственно нагнетательной 1 и добывающей 2 скважин.
При наличии температурных пиков необходимо уменьшить при помощи регулируемых задвижек 16, 17 и 18 объем закачки теплоносителя вплоть до полного прекращения подачи теплоносителя в соответствующую (соответствующие) колонну (колонны) труб 8, 9 или 10 нагнетательной скважины 1, напротив которой (которых) в горизонтальном участке 4 добывающей скважины 2 произошел прорыв теплоносителя.
Например, прорыв теплоносителя в фильтр 7 горизонтального участка 4 добывающей скважины 2 произошел напротив интервала S продуктивного пласта 5, где расположены выходные отверстия 14 колонны труб 9 горизонтального участка 3 нагнетательной скважины 1, о чем свидетельствуют температурные пики с термодатчиков, расположенных в пределах интервала S в горизонтальных участках 3 и 4 соответственно нагнетательной 1 и добывающей 2 скважин. Для этого прикрывают задвижку 17 самостоятельного трубопровода, связанного с колонной труб 9, при этом расход теплоносителя, подаваемого в колонну труб 9, уменьшается вплоть до полного прекращения подачи теплоносителя в колонну труб 9. Прорыв теплоносителя через фильтр 7 в горизонтальный участок 4 добывающей скважины 2 прекращается. Таким образом продолжают дальнейшую эксплуатацию скважин в данном режиме. При наличии прорыва теплоносителя в другом интервале фильтра 7 горизонтального участка 4 добывающей скважины 2 аналогичным образом, как описано выше, прикрывают или полностью отключают другие интервалы продуктивного пласта 5, подконтрольные выходным отверстиям 13 и 15 соответственно колонн труб 8 и 10.
Предложенный способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием закачки теплоносителя в скважину 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, повышается эффективность разработки месторождения тяжелой нефти или битума за счет регулирования закачки теплоносителя в скважину по отдельным интервалам на протяжении всего горизонтального участка нагнетательной скважины, при этом нет необходимости изменения направления фильтрации и/или изменения режимов отбора продукции.