СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ С МАЛЫМИ ТОЛЩИНАМИ ПЛАСТОВ МЕТОДОМ ЦИКЛИЧЕСКОЙ ЗАКАЧКИ РАСТВОРИТЕЛЯ И ПАРА В ОДИНОЧНЫЕ НАКЛОННО НАПРАВЛЕННЫЕ СКВАЖИНЫ
METHOD OF DEVELOPMENT OF HIGH-VISCOSITY OIL FIELDS WITH STRATA OF SMALL THICKNESS BY WAY OF CYCLIC INJECTION OF SOLVENT AND STEAM INTO SINGLE INCLINED WELLS

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, к термическим способам добычи нефти или битума из одиночной наклонно направленной скважины.
Известен способ внутрипластовой добычи битумов и тяжелой нефти за счет циклической закачки растворителя (патент СА 2349234, МПК Е21В 43/22, опубл. 31.05.2001), включающий бурение горизонтальной скважины и закачку в призабойную зону скважины растворителя, снижающего вязкость нефти с получением при этом пластового давления, превышающего давление перехода жидкой фазы растворителя в паровую. Гидравлическое воздействие жидкого растворителя на породу в процессе закачки позволяет расширить поровое пространство и за счет сжатия газожидкостного пластового флюида создает дополнительную упругую энергию. При снижении пластового давления ниже давления перехода жидкой фазы в паровую за счет объемного расширения паровой фазы происходит вытеснение пластовых углеводородов из коллектора в горизонтальную перфорированную зону горизонтальной скважины, с которой насосом жидкость откачивается на поверхность.
Способ имеет следующие недостатки:
- конструктивная сложность спускаемого подземного оборудования - насос находится в конце горизонтального перфорированного участка хвостовика, выше которого устанавливаются поочередно два пакера;
- низкий охват продуктивного пласта воздействием растворителя, так как закачка растворителя производится без дополнительного прогрева пласта и при пластовой температуре по мере снижения пластового давления не весь растворитель из жидкости переходит в паровую фазу.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки залежей высоковязких и сверхвысоковязких нефтей (Патент РФ №2387818, МПК Е21В 43/24, опубл. 27.04.2010. Бюл. №12). Согласно изобретению включающему закачку пара в пласт, прогрев пласта с созданием паровой камеры, совместную закачку пара и углеводородного растворителя и отбор продукции, в качестве углеводородного растворителя применяют смесь углеводородов предельного алифатического и ароматического рядов, основным компонентом которой является бензол, а совместную закачку пара и углеводородного растворителя осуществляют после достижения температуры в паровой камере не менее температуры фазового перехода смеси пара углеводородного растворителя.
Недостатком изобретения является необходимость бурения двух параллельных, расположенных друг над другом скважин, что при малых толщинах продуктивного пласта является трудно выполнимой задачей.
Технической задачей данного предложения является повышение эффективности разработки месторождений высоковязких и сверхвязких нефтей с пластами небольшой толщины с применением одиночно пробуренных скважин методом циклической закачки растворителя и пара в продуктивный пласт.
Поставленная задача решается способом разработки месторождений высоковязких нефтей с малыми толщинами пластов методом циклической закачки растворителя и пара в одиночные наклонно направленные скважины, включающим бурение в продуктивном стволе восходящего участка скважины, размещение в этом участке колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) с центраторами для циклической закачки углеводородного растворителя и теплоносителя через них и эксплуатационной колонны с насосом для отбора нефти.
Новым является то, что максимальный угол кривизны восходящего участка скважины расположен в подошвенной части пласта, проводку восходящего участка ведут с углом подъема не менее 5-8° от подошвы пласта, забой восходящего участка располагают ниже кровли не менее 2 м, и перед спуском колонны труб, которые выполняют теплоизолированными, восходящий участок скважины оборудуют фильтром с двумя вскрытыми зонами в начале и конце этого участка, а межтрубное пространство между фильтром и колонной труб и между вскрытыми зонами изолируют пакером, при этом насос располагают в пределах подошвенной части продуктивного пласта, выше вскрытой зоны в начале восходящего участка скважины, но ниже забоя восходящего участка скважины, растворитель и пар закачивают поочередно в кровельную часть пласта через вскрытую зону в конце восходящего участка скважины, осуществляют выдержку для распределения тепла в пласте, затем начинают отбор жидкости насосом.
Новым является и то, что закачка углеводородного растворителя производится до закачки пара в кровельную часть пласта с давлением, достаточным для расширения порового пространства породы коллектора и сжатия пластового флюида.
После поочередных закачек расчетных количеств растворителя и теплоносителя скважина останавливается на выдержку, после снижения температуры и давления (пластовые термодинамические условия при этом должны находиться в пределах устойчивого состояния основной массы закачанного растворителя в паровой фазе) скважина ставится на отбор жидкости.
На чертеже изображена схема наклонно направленной скважины в разрезе нефтяного пласта.
Способ реализуется следующим образом.
Производится наклонное бурение ствола 1 скважины под эксплуатационную колонну 2 до глубины ниже кровли 3 пласта 4 не менее 2 м. Спускается эксплуатационная колонна 2, производится цементаж затрубного пространства 5. Меньшим диаметром долота производится бурение восходящего участка 6 ствола скважины по наклонно направленной восходящей траектории, при этом максимальный угол кривизны расположен в подошвенной части 7 продуктивного пласта 4, далее проводка восходящего участка 6 ствола 1 скважины ведется с углом подъема не менее 5-8° от подошвы 7 к кровле 3 с установкой забоя 8 скважины на расстоянии не менее 2 м по вертикали ниже кровли продуктивного пласта 4. Производится спуск фильтра 9 с двумя вскрытыми зонами перфорации 10, 10' в конце и начале восходящего участка скважины 6. Спускаются теплоизолированные НКТ 11, снабженные термостойким пакером 12, разобщающим восходящий участок скважины с двумя вскрытыми зонами, которые расположены в начале и конце этого участка 6. Выше вскрытой зоны перфорации 10, но ниже забоя 8 (для получения максимального притока разогретой нефти за счет гравитационных сил) спускается электроцентробежный насос 13 на НКТ 14 с термопарным кабелем (на чертеже не указан) для контроля температуры на приеме насоса. Уклон восходящего участка 6 ствола скважины 1 от кровли 3 к подошве 6 пласта 4 позволяет разогретой нефти под воздействием гравитационных сил стекать к нижней вскрытой зоне 10 ствола скважины 1. Применение теплоизолированных НКТ 11 снижает тепловые потери закачиваемого пара, а отсутствие нагрева внешней поверхности НКТ 11 дает возможность использовать электроцентробежный насос 13 серийного типа, который находится в допустимых температурных условиях эксплуатации в период закачки пара в пласт 4. Поочередно закачивается расчетное количество растворителя и теплоносителя в удаленную вскрытую зону 10' по колонне теплоизолированных НКТ 11. Выдерживается определенный промежуток времени для распределения тепла в пласте 4 и производится отбор жидкости насосом 13 по НКТ 14 до допустимого снижения температуры, давления и дебита, после чего цикл закачки растворителя и пара по колонне теплоизолированных труб 11 повторяется.
Пример конкретного выполнения
На участке залежи высоковязкой нефти в пласте 4 пробурили скважину с восходящим участком 6. Осуществили ее обустройство. Уточнили коллекторские и тепловые свойства вскрытого пласта 4. Участок разработки залежи, на котором была испытана заявляемая технология, имел геометрические размеры 200×100×15 м. Средняя толщина пласта равна 15 м.
В наклонно направленную скважину 1 поочередно обеспечили подачу растворителя и пара. После прогрева и создания условий перехода растворителя в паровую фазу подачу пара в скважину 1 прекратили и после выдержки начали отбор жидкости насосом 13 по НКТ 14.
Для базы сравнения был принят вариант с использованием одиночной горизонтальной скважины с длиной горизонтального ствола 200 м. Результаты показали, что эффективность предлагаемого способа выше: максимально достигаемый коэффициент нефтеотдачи больше на 7%, полученный максимальный дебит нефти составил 9 т/сут против 2 т/сут при использовании горизонтальных в вертикальной плоскости скважин.
Таким образом, в отличие от применения технологии холодной циклической закачки растворителя в горизонтальные скважины предложенный способ разработки месторождений высоковязких нефтей с малыми толщинами пластов методом циклической закачки растворителя и пара в одиночные наклонно направленные скважины позволяет снизить материальные и энергетические затраты и получить более высокий темп отбора жидкости со скважины. Данные результаты достигаются за счет применения теплоизолированных НКТ, особого профиля скважины, поочередной закачки растворителя и пара, механизированного способа добычи.