ГРАВИТАЦИОННЫЙ СПОСОБ ДОБЫЧИ НЕФТИ ДВУХУСТЬЕВЫМИ СКВАЖИНАМИ
GRAVITATIONAL METHOD OF OIL PRODUCTION BY TWO-SHED WELLS

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.