СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ
PROCEDURE FOR DEVELOPMENT OF HIGH VISCOUS OIL DEPOSITS

Изобретение относится к способу разработки месторождений высоковязкой нефти. Для получения углеводородов из таких залежей необходимо их нагревание.
Известен способ разработки залежи вязкой нефти или битума (патент RU №2305762, Е21В 43/24, опубл. в Бюл. №25 от 10.09.2007 г.), включающий бурение непрерывной горизонтальной скважины с размещением входного участка скважины до залегания продуктивного пласта, условно горизонтального участка скважины по простиранию продуктивного пласта, выходного участка вверх с наклоном от продуктивного пласта до дневной поверхности, установку обсадной колонны, цементирование затрубного пространства, установку насосно-компрессорных труб с центраторами, закачку теплоносителя и отбор вязкой нефти или битума, отличающийся тем, что уточняют распространение продуктивных толщин пласта по площади залежи, бурят, по крайней мере, одну пару непрерывных горизонтальных скважин, горизонтальные участки которых размещают параллельно один над другим в вертикальной плоскости на расстоянии, предотвращающем преждевременный прорыв конденсата к добывающей скважине, устанавливают обсадные колонны с фильтром в интервале продуктивного пласта, цементирование затрубного пространства колонн осуществляют до кровли продуктивного пласта, закачку теплоносителя осуществляют через верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину с устья и забоя скважины, одновременно осуществляют отбор вязкой нефти или битума через нижнюю горизонтальную добывающую скважину с устья и забоя скважины при помощи сваба, причем траекторию ствола добывающей горизонтальной скважины размещают не ниже минимального расстояния до подошвы пласта вязкой нефти, или битума, или водобитумного контакта, увеличивающего безводный период эксплуатации скважин.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, сложность проводки пары непрерывных горизонтальных скважин, горизонтальные участки которых размещают один над другим в вертикальной плоскости на расстоянии, предотвращающем преждевременный прорыв конденсата к добывающей скважине;
- во-вторых, большие затраты на подготовку на теплоноситель, обусловленные большой длиной прогреваемого участка скважины;
- в-третьих, нет возможности удлинить скважину после ее обсаживания обсадными колоннами и цементирования их затрубного пространства;
- в-четвертых, добыча нефти осуществляется по отдельному стволу.
Известен также способ разработки месторождений высоковязких нефтей или битумов наклонно-горизонтальными скважинами (патент RU №2237804, Е21В 43/24, опубл. в Бюл. №28 от 10.10.2004 г.), включающий бурение скважин по определенной сетке, нагнетание вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отбор пластовых флюидов через добывающие скважины, при этом бурение скважин проводят по радиальной сетке так, что нагнетательные скважины располагают по продуктивному пласту ближе к верхней границе пласта по наиболее проницаемым пропласткам, а добывающие - ближе к нижней границе пласта, причем на начальной стадии разработки во всех скважинах проводят термоциклическую обработку пласта с паровой стимуляцией с последующим переходом на отбор пластовых флюидов через добывающие скважины с площадным воздействием на пласт через нагнетательные скважины.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, большие финансовые затраты на строительство скважин, обусловленные тем, что отдельно строятся нагнетательные и добывающие скважины;
- во-вторых, трудно спрогнозировать отбор высоковязких нефтей и битумов из добывающих скважин, так как данный способ весьма требователен к точности проводки скважин, а именно: нагнетательные скважины располагают по продуктивному пласту ближе к верхней границе пласта по наиболее проницаемым пропласткам, а добывающие - ближе к нижней границе пласта, что практически тяжело достичь;
- в-третьих, добыча нефти осуществляется по отдельному стволу.
Известен также способ добычи нефти подземными горизонтальными скважинами (патент RU №2060377, Е21В 43/24, 7/04, 21/00, опубл. в Бюл. №14 от 20.05.1996 г.) с применением теплового воздействия на продуктивный пласт, включающий бурение с дневной поверхности вертикального шахтного ствола, вскрывающего продуктивный пласт на всю его мощность, сооружение подземной рабочей камеры, бурение горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин, устья которых находятся в подземной рабочей камере, закачку в продуктивный пласт через нагнетательные скважины теплоносителя, подаваемого с дневной поверхности по паропроводу, извлечение из продуктивного пласта добывающими скважинами в подземную рабочую камеру нефти, сбор ее в емкость и откачку на дневную поверхность, отличающийся тем, что параллельно шахтному стволу, вскрывающему продуктивный пласт на всю его мощность, бурят вентиляционную скважину, а между ними подъемную, пароподающую и газоотводящую скважины, из забоя вентиляционной скважины бурят резервную подъемную скважину, при этом подъемные скважины бурят на глубины, равные 1,3-1,5 глубины залегания кровли продуктивного пласта, над кровлей продуктивного пласта между шахтным стволом и вентиляционной скважиной проходят вентиляционную сбойку, из которой бурят разведочные скважины, подземную рабочую камеру сооружают в нижней части продуктивного пласта между шахтным стволом и вентиляционной скважиной, бурение горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин в радиальных направлениях осуществляют в два яруса, подземную рабочую камеру герметично изолируют от рудничной атмосферы, а в качестве емкости для сбора вытекающей из продуктивного пласта нефти используют подъемные скважины, при этом устье подъемной скважины на дневной поверхности оборудуют герметичной крышкой, в подземной рабочей камере устанавливают опорную площадку, а в боковых ее стенках зацементированные направляющие обсадные трубы, бурение горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин, устья которых находятся в подземной рабочей камере, производят буровой установкой, расположенной на дневной поверхности, при помощи изгибающе-направляющей колонны, имеющей хвостовик и изогнутую часть, причем упомянутую колонну на дневной поверхности крепят в герметичной крышке в подземной рабочей камере на опорной площадке и устанавливают с возможностью перемещения в осевом направлении вращения вокруг своей оси и соединения изогнутой части с той или иной зацементированной направляющей обсадной трубой, через изгибающе-направляющую колонну в продуктивный пласт на бурильных трубах спускают отклонитель с забойным двигателем и долотом и производят бурение горизонтальной скважины, при этом подъем выбуренной породы на дневную поверхность производят по межтрубному пространству между изгибающе-направляющей и бурильной колоннами, а откачку нефти на дневную поверхность производят смонтированными в подъемных скважинах эрлифтными или газлифтными подъемниками.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, вертикальный шахтный ствол и наличие вентиляционной, газоотводящей, паропадающей скважин, а также сооружение подземной рабочей камеры ведут к высоким затратам на строительство скважины, с помощью которой необходимо осуществить данный способ, то есть этот способ весьма дорогой и трудозатратный;
- во-вторых, сложная система закачки теплоносителя;
- в-третьих, добыча нефти осуществляется по отдельному стволу.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки месторождений высоковязкой нефти или битума (патент RU №2289685, Е21В 43/24, опубл. Бюл. №35 от 20.12.2006 г.), включающий бурение вертикальной скважины, спуск и цементирование эксплуатационной колонны, ее перфорирование, спуск насосно-компрессорных труб, закачку теплоносителя и отбор высоковязкой нефти или битума, при этом после бурения вертикальной скважины производят исследование коллекторских и тепловых свойств вскрытых бурением пластов, выделяют битумонасыщенные и водонасыщенные пропластки, после чего из вертикальной скважины производят бурение горизонтального ствола так, чтобы он вскрывал промежуточный водоносный пропласток в разрезе битумного пласта - на половину распространения локального водоносного пропластка, боковой ствол цементируют до верхнего битуминозного пропластка, затем в боковой ствол спускают перфорированную обсадную колонну, причем перфорирование проводят так, что число перфорационных отверстий увеличивают по мере удаления от вертикального ствола скважины, а вертикальный ствол скважины перфорируют в зонах, вскрытых бурением скважины битуминозных пропластков, насосно-компрессорные трубы спускают в вертикальную скважину с пакером, который устанавливают ниже интервала зарезки бокового ствола, закачку теплоносителя производят в боковой горизонтальный ствол, а отбор высоковязкой нефти или битума - по вертикальному стволу, при этом после выработки продуктивной зоны между вертикальным и боковым горизонтальным стволом в боковой горизонтальный ствол последовательно закачивают оторочку полиакриламида в объеме 0,1 от объема прогретой продуктивной зоны и воды, причем воду закачивают до появления полиакриламида в вертикальном стволе скважины, после чего возобновляют закачку теплоносителя в боковой горизонтальный ствол, производят добычу высоковязкой нефти или битума, затем переходят к закачке теплоносителя через вертикальный ствол скважины и боковой горизонтальный ствол для обеспечения добычи высоковязкой нефти или битума в соседних добывающих скважинах.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, большие тепловые потери при закачке теплоносителя, обусловленные большим сечением кольцевого пространства, по которому закачивается теплоноситель, и непосредственным контактом теплоносителя со стенками скважины, за которыми находится цементное кольцо, что ведет к нагреванию последнего и, как следствие, поглощению тепла, кроме того, при нагревании цементного кольца за обсадной колонной ухудшается качество сцепления цементного кольца с обсадной колонной, что может впоследствии привести к заколонным перетокам;
- во-вторых, добывающий участок скважины вертикален, а нагнетательный горизонтален, что ведет к неэффективному разогреванию теплоносителем месторождения высоковязкой нефти или битума, так как горизонтальный участок нагнетательной скважины направлен от вертикального участка добывающей скважины;
- в третьих, низкая эффективность применения способа в случае, когда плотность высоковязкой нефти в разогретом состоянии ниже плотности теплоносителя, так как все тепло «уходит» наверх.
Задачей изобретения является повышение эффективности разогревания теплоносителем месторождения высоковязкой нефти, плотность которой в разогретом состоянии ниже плотности теплоносителя, а также снижение тепловых потерь теплоносителем в скважине и прямого теплового воздействия на стенки скважины в процессе разработки месторождения.
Поставленная задача решается способом разработки месторождений высоковязкой нефти, плотность которой ниже плотности теплоносителя, включающий бурение основного ствола скважины, из которой производят бурение бокового горизонтального ствола, спуск в него перфорированной колонны, спуск насосно-компрессорных труб в основной ствол скважины, установку ниже интервала зарезки бокового горизонтального ствола пакера, который герметизирует пространство между насосно-компрессорной трубой и основной скважиной, закачку теплоносителя по одному стволу и отбор высоковязкой нефти или битума из другого ствола скважины.
Новым является то, что перед установкой пакера в нижнюю необсаженную часть основного ствола скважины спускают на колонне труб отклонитель, который ориентируют выходным отверстием в направлении бокового горизонтального ствола и ниже его в пределах этого же продуктивного пласта, после чего при помощи гибкой трубы с гидромониторной насадкой формируют горизонтальный участок, размещенный под боковым горизонтальным стволом, после чего гибкую трубу и колонну труб с отклонителем извлекают из скважины, после установки пакера, но перед спуском насосно-компрессорных труб их оснащают трубчатым фильтром и расположенными выше ниппелем с отклонителем, оснащенным окном, выполненным в стенке насосно-компрессорных труб выше ниппеля, и обводным каналом, вход которого сообщен с надклиновым пространством колонны насосно-компрессорных труб, а выход - с подниппельным пространством колонны насосно-компрессорных труб, после чего колонну насосно-компрессорных труб спускают в основной ствол скважины до герметичного взаимодействия ниппеля с пакером с размещением трубчатого фильтра напротив горизонтального участка и расположением окна напротив интервала зарезки бокового горизонтального ствола пакера, затем перфорированную колонну на технологической колонне труб с дополнительным пакером спускают через колонну насосно-компрессорных труб, отклонитель и окно в боковой горизонтальный ствол до размещения перфорированной колонны труб в ее горизонтальном участке, после чего дополнительный пакер устанавливают между насосно-компрессорными трубами и технологической колонной труб выше окна, но ниже входа обводного канала, закачку теплоносителя в основной ствол скважины осуществляют по межтрубному пространству насосно-компрессорных труб и колонны технологических труб, обводному каналу, подниппельному пространству колонны насосно-компрессорных труб и фильтру, а отбор - из бокового горизонтального ствола через перфорированную колонну по технологической колонне труб.
На чертеже изображена схема осуществления предлагаемого способа разработки месторождений высоковязкой нефти.
Сначала производят строительство скважины, для этого бурят основной ствол 1 до кровли 2 продуктивного пласта 3, после чего спускают в него колонну обсадных труб 4 и производят цементирование от кровли 2 продуктивного пласта 3 до устья с образованием цементного кольца 5.
Затем из зацементированной части основного ствола 1 производят зарезку (бурение) бокового горизонтального ствола 6 в продуктивный пласт 3. Далее перед установкой пакера 7 удлиняют (бурят) вниз основной ствол 1 в пределах продуктивного пласта 3.
В нижнюю необсаженную часть 8 основного ствола 1 скважины спускают на колонне труб отклонитель (на чертеже не показано), который ориентируют выходным отверстием в направлении бокового горизонтального ствола 6 (ориентирование отклонителя в скважине производят проведением геофизических исследований) и ниже его в пределах этого же продуктивного пласта 3, после чего при помощи гибкой трубы с гидромониторной насадкой (не показано) формируют горизонтальный участок 9, размещенный под боковым горизонтальным стволом 6, после чего гибкую трубу и колонну труб с отклонителем извлекают из скважины. Работы по спуску и установке отклонителя, ее ориентированию и формированию горизонтального участка с помощью гибкой трубы с гидромониторной насадкой производятся согласно патенту US №5413184, Е21В 7/08, опубл. 9 мая 1995 года.
Затем в основной скважине 1 ниже интервала зарезки бокового горизонтального ствола 6 с помощью колонны труб (не показано) устанавливают пакер 7.
Пакер 7 герметизирует пространство между насосно-компрессорной трубой (НКТ) 10 и колонной обсадных труб 4 основного ствола 1 скважины.
Далее приступают к монтажу колонны насосно-компрессорных труб 10, при этом оснащают ее трубчатым фильтром 11 и расположенными выше ниппелем 12 с отклонителем 13, снабженным окном 14, выполненным в стенке насосно-компрессорных труб 10 выше ниппеля 12, и обводным каналом 15, вход которого сообщен с надклиновым пространством 16 колонны насосно-компрессорных труб 10, а выход 17 - с подниппельным пространством 18 колонны насосно-компрессорных труб 10.
После чего колонну насосно-компрессорных труб 10 спускают в основной ствол 1 скважины до герметичного взаимодействия ниппеля 12 с центральным каналом 7' пакера 7 с размещением трубчатого фильтра 11 напротив горизонтального участка 9 и расположением окна 14 напротив интервала зарезки бокового горизонтального ствола 6 выше пакера 7 при помощи геофизических исследований.
Затем перфорированную колонну 19 на технологической колонне труб 20 с дополнительным пакером 21 спускают через колонну насосно-компрессорных труб 10, отклонитель 13 и окно 14 в боковой горизонтальный ствол 6 до размещения перфорированной колонны труб 19 в ее горизонтальном участке, причем попадание и размещение технологической колонны труб 20 в окно 14 отклонителя 13 контролируют с помощью меток (не показано), делаемых на трубах технологической колонны 20.
Затем дополнительный пакер 21 устанавливают между насосно-компрессорными трубами 10 и технологической колонной труб 20 выше окна 14, но ниже входа обводного канала 15. Далее в технологическую колонну 20 на колонне насосных штанг 22 спускают насос 23, который размещают над перфорированной колонной 17.
Затем запускают скважину в эксплуатацию, при этом закачку теплоносителя (например, водяной пар) в основной ствол 1 скважины осуществляют по межтрубному пространству 24 насосно-компрессорных труб 10 и колонны технологических труб 20, обводному каналу 15, подниппельному пространству 18 колонны насосно-компрессорных труб 10 и фильтру 11 и далее теплоноситель через горизонтальный участок 9 попадает в продуктивный пласт 3 и, поднимаясь наверх, прогревает продуктивный пласт 3, разжижая высоковязкую нефть, при этом снижается ее вязкость.
Разогретая высоковязкая нефть через перфорированную колонну 19 поступает на прием насоса 23, который перекачивает высоковязкую нефть по технологической колонне труб 20 на поверхность.
Так как закачку теплоносителя производят по межтрубному пространству 24 между технологической колонной труб 20 и колонной насосно-компрессорных труб 10, то исключается прямой контакт теплоносителя со стенками колонны обсадных труб 4 и, соответственно, с цементным кольцом 5, а это, в свою очередь, снижает тепловые потери при закачке теплоносителя в продуктивный пласт 3.
Предлагаемый способ разработки месторождений высоковязкой нефти, плотность которой в разогретом состоянии ниже плотности теплоносителя, позволяет повысить эффективность разогревания теплоносителем месторождения высоковязкой нефти за счет прогревания продуктивного пласта снизу вверх и из необсаженной части основного ствола. Данный способ также позволяет снизить тепловые потери теплоносителя в основной скважине при его закачке в продуктивный пласт путем исключения прямого теплового воздействия на стенки колонны обсадных труб скважины.