УСТРОЙСТВО ДЛЯ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ СВЕРХВЯЗКОЙ НЕФТИ
DEVICE FOR DEVELOPMENT OF SUPER THICK OIL POOL

Изобретение относится к области разработки месторождений углеводородов двухустьевыми скважинами и может быть использовано для отбора сверхвязкой нефти.
Известно устройство для осуществления способа разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин (патент РФ №2340768, МПК E21B 43/24, опубл. в бюл. №34 от 10.12.2008 г.), включающее двухустьевые верхнюю нагнетательную и нижнюю добывающую скважины с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, причем нагнетательная скважина на устье оборудована парогенератором, а добывающая - снабжена погружным насосом, при этом обе скважины по всей длине снабжены оптико-волоконным кабелем с термодатчиками.
Недостатками данного устройства являются:
- во-первых, большие финансовые и материальные затраты, связанные со строительством двухустьевых скважин (стоимость строительства двухустьевой скважины в три раза дороже в сравнении с одноустьевой скважиной), кроме того, термодатчики на оптико-волоконном кабеле размещены по всей длине обоих стволов двухустьевых скважин;
- во-вторых, о прорыве теплоносителя в горизонтальный участок добывающей скважины судят по показаниям термодатчиков, на основе которых строят термограммы паровой камеры, производят их анализ, на основании которого изменяют направление фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции. Данный процесс не происходит автоматически и требует постоянного контроля за температурным режимом в паровой камере.
Наиболее близким по технической сущности является устройство для осуществления способа разработки залежи высоковязкой нефти или битума (патент RU №2342524, МПК E21B 43/24, опубл. в бюл. №36 от 27.12.2008 г.), включающее двухустьевую скважину с обсадной колонной, обсаженную с двух концов до участка, который расположен в продуктивном пласте, насос для отбора продукции скважины, спущенный через одно устье скважины, и технологическую колонну для нагнетания теплоносителя, спущенную через другое устье скважины.
Недостатками данного устройства являются:
- во-первых, минимальное расстояние между горизонтальными стволами двухустьевых скважин должно составлять не менее 5-7 метров в зависимости от неоднородности и фильтрационно-емкостных свойств пласта с целью исключения прямого прорыва теплоносителя из ствола нагнетательной в ствол добывающей двухустьевой скважины, что ограничивает применение данного способа в месторождениях высоковязкой нефти или битума (сверхвязкой нефти), где толщина пласта составляет до 7 метров, например 3-4 метра;
- во-вторых, устройство обеспечивает закачку теплоносителя непосредственно в залежь, а пар, использующийся в качестве теплоносителя при работе устройства в залежи, превращается в конденсат, что приводит к его прорыву в ствол добывающей скважины и  к преждевременному обводнению отбираемой сверхвязкой нефти, что снижает эффективность реализации устройства;
- в-третьих, оно обеспечивает только непрерывную закачку теплоносителя в нагнетательную скважину, что увеличивает затраты на теплоноситель;
- в четвертых, низкий коэффициент вытеснения высоковязкой нефти и битума, так как вытеснение сверхвязкой нефти из залежи осуществляется только за счет кондуктивного переноса тепла (образования паровой камеры) в залежи, получаемого за счет закачки теплоносителя в залежь.
Задачей изобретения является создание конструкции устройства, позволяющего увеличить коэффициент вытеснения сверхвязкой нефти из залежи, повысить эффективность работы устройства при вытеснении сверхвязкой нефти из залежи, а также исключить преждевременное обводнение отбираемой высоковязкой нефти или битума за счет разогрева и снижения вязкости сверхвязкой нефти без закачки теплоносителя в залежь с последующей обработкой залежи углеводородным растворителем.
Поставленная задача решается устройством для разработки залежи сверхвязкой нефти, включающим расположенные в пределах залежи двухустьевую скважину с горизонтальным участком, обсаженным эксплуатационной колонной, и дополнительный ствол, закрепленный дополнительной эксплуатационной колонной с фильтром, технологическую колонну труб с насосом для отбора продукции скважины, спущенную через одно устье скважины, и технологическую колонну труб для нагнетания теплоносителя, спущенную через другое устье скважины.
Новым является то, что фильтр в дополнительной эксплуатационной колонне дополнительного горизонтального ствола размещен под обсаженной эксплуатационной колонной горизонтального участка двухустьевой скважины на расстоянии до 7 метров, при этом в эксплуатационной колонне со стороны дополнительного горизонтального ствола перед фильтром установлен глухой пакер, а насос размещен в двухустьевой скважине со стороны устья, сообщенного с дополнительным горизонтальным участком, с противоположного устья спущены и концентрично размещены в обсаженной эксплуатационной колонне горизонтального участка двухустьевой скважины две технологические колонны труб, причем на устье скважины технологические колонны труб оснащены нагнетательными линиями с вентилями, обвязаны с парогенераторной установкой, осуществляющей замкнутую циркуляцию теплоносителя по технологическим колоннам труб в обсаженной эксплуатационной колонне двухустьевой скважины без закачки теплоносителя в залежь с прогревом и снижением вязкости сверхвязкой нефти, причем со стороны устья двухустьевой скважины, с которой спущен насос в интервал фильтра дополнительной эксплуатационной колонны спущены термодатчики, а межколонное пространство обвязано с насосным агрегатом для закачки углеводородного растворителя в залежь через фильтр дополнительной эксплуатационной колонны, в процессе замкнутой циркуляции теплоносителя при достижении температуры разогрева и снижении вязкости сверхвязкой нефти в залежи, достаточной для растворения ее углеводородным растворителем, термодатчики сигнализируют на станцию управления, которая отключает парогенераторную установку. Затем производят закачку углеводородного растворителя по межколонному пространству через фильтр дополнительной эксплуатационной колонны в залежь с целью разжижения разогретой сверхвязкой нефти в интервале фильтра дополнительной эксплуатационной колонны, насосом по технологической колонне труб производят отбор разогретой и разжиженной сверхвязкой нефти, по мере отбора сверхвязкой нефти снижается температура и повышается вязкость сверхвязкой нефти выше допустимой для разжижения сверхвязкой нефти углеводородным растворителем в интервале фильтра дополнительной эксплуатационной колонны, о чем сигнализируют термодатчики на станцию управления, которая подает сигнал на включение парогенератора, в дальнейшем процесс повторяется.
На фиг. 1 схематично изображено устройство для разработки залежи сверхвязкой нефти в процессе замкнутой циркуляции теплоносителя.
На фиг. 2 схематично изображено устройство для разработки залежи сверхвязкой нефти в процессе закачки углеводородного растворителя.
На фиг. 3 схематично изображено устройство для разработки залежи сверхвязкой нефти в процессе отбора разогретой и разжиженной высоковязкой нефти или битума.
Сверхвязкая нефть или битум добывается на Ашальчинском месторождении Республики Татарстан Российской Федерации и в пластовых условиях имеет вязкость от 20000 до 30000 МПа·с (см. «Нефтегазовая Вертикаль» 10, 2011 г., с.88-91). Как видно из таблицы, стр.89, вязкость сверхвязкой нефти Ашальчинского месторождения составляет 25000 МПа·с.
Устройство для разработки залежи сверхвязкой нефти включает двухустьевую скважину 1 (см. фиг.1) с горизонтальным участком 2, расположенную в пределах залежи 3. Двухустьевая скважина 1 обсажена с двух концов устьев эксплуатационной колонной 4, например, выполненной из труб диаметром 168 мм. Далее, например, со стороны левого устья 5 для зарезки дополнительного горизонтального ствола 6 вырезают окно в эксплуатационной колонне 4 двухустьевой скважины 1 с помощью любого известного режущего инструмента, например с помощью УВУ (универсальное вырезающее устройство).
После чего производят бурение дополнительного горизонтального ствола 6 и его крепление дополнительной эксплуатационной колонной 7, например, из труб диаметром 120 мм с фильтром 8.
Фильтр 8 в дополнительной эксплуатационной колонне 7 дополнительного горизонтального ствола 6 размещен под эксплуатационной колонной 4 горизонтального участка 2 двухустьевой скважины 1 на расстоянии до 7 метров, которое определяется опытным путем для каждой залежи в зависимости от фильтрационно-емкостных свойств, например, на расстоянии H=4 м, при этом общая длина горизонтального участка 2, обсаженного эксплуатационной колонной 4 - L=250 м, а длина фильтра 8 дополнительного горизонтального ствола 6 - A=300 м.
Внутри эксплуатационной колонны 4 со стороны дополнительного горизонтального ствола 6 устанавливают глухой пакер 9, например в виде пакер-пробки (см. патент РФ №2346142, МПК 8 E21B 33/12, опубл. в бюл. №4 от 10.02.2009 г.).
Через левое 5 и правое 10 устья производят обустройство двухустьевой скважины 1. Для отбора разогретой высоковязкой нефти через левое устье 5 двухустьевой скважины 1 спускают колонну труб 11 с насосом 12 любой известной конструкции, например винтовой, Кроме того, в интервале фильтра 8 дополнительной эксплуатационной колонны 7 размещены термодатчики (на фиг.1, 2, 3 не показано), например, спущенные на оптико-волоконном кабеле (на фиг.1, 2, 3 не показано).
С противоположного устья 10 (см. фиг.1) последовательно спускают и концентрично размещают в обсаженной эксплуатационной колонне 4 горизонтального участка 2 двухустьевой скважины 1 две технологические колонны труб 13 и 14, например, диаметром 89 и 60 мм соответственно, причем технологическая колонна труб большего диаметра 13 оснащена на конце термостойким пакером 15, причем сначала спускают технологическую колонну 13 большего диметра и сажают пакер 15, а затем спускают технологическую колонну труб 14 меньшего диаметра до тех пор, пока нижний конец технологической колонны труб 14 на 1-2 метра не достигнет глухого пакера 9.
Пакер 15 выполнен термостойким, что позволяет работать при высокой температуре; например, выпускаемые научно-производственной фирмой «Пакер» (г.Октябрьский, Республика Башкортостан) пакеры с механической осевой установкой соответствующего типоразмера марки ПРО-ЯДЖ рассчитаны на максимальную температуру рабочей среды 200°C.
На устье 10 двухустьевой скважины 1 технологические колонны труб 13 и 14 оснащены  вентилями 16 и 17 и обвязаны с парогенераторной установкой (ПГУ) 18, позволяющей производить замкнутую циркуляцию теплоносителя по технологическим колоннам труб в обсаженной эксплуатационной колонне 4 двухустьевой скважины 1 без закачки теплоносителя, например водяного пара, далее пара, при температуре 220-250°C в залежь 3.
Вентиль 16 размещен в составе нагнетательной линии, сообщающей технологическую колонну труб 13 с ПГУ 18. Вентиль 17 размещен на всасывающей линии, сообщающей технологическую колонну труб 14 с ПГУ 18.
На устье 5, со стороны которого спущен насос 12 в интервале фильтра 8 дополнительной эксплуатационной колонны 7, размещены термодатчики (на фиг.1, 2 и 3 не показано), а межколонное пространство 19 (см. фиг.1) обвязано с насосным агрегатом 20 через вентиль 21.
Насосный агрегат 20 позволяет производить закачку углеводородного растворителя в залежь 3 через фильтр 8 дополнительной эксплуатационной колонны 7. В качестве насосного агрегата 20 применяют, например, цементировочный агрегат марки ЦА-320. На устье 5 колонна труб 11 оснащена вентилем 22.
Устройство для разработки залежи сверхвязкой нефти работает следующим образом.
Закрывают вентиль 21 и 22, открывают вентили 16 и 17 и начинают закачку теплоносителя, например, водяного пара при температуре 220-250°C от парогенераторной установки (ПГУ) 18 через правое устье 10 (см. фиг.1) двухустьевой скважины 1 через вентиль 16 по технологической колонне труб 13 в обсаженную эксплуатационную колонну 4 в горизонтальном участке 2 двухустьевой скважины 1 без закачки теплоносителя в залежь 3 и дальнейшим подъемом теплоносителя по технологической колонне труб 14 через вентиль 17 в ПГУ 18, таким образом, производят замкнутую циркуляцию теплоносителя.
Наличие двух технологических колонн труб 13 и 14 обеспечивает наименьшие потери тепла в вертикальной части 23 эксплуатационной колонны 4 в процессе циркуляции и максимальную теплопередачу при контакте теплоносителя с эксплуатационной колонной 4 в горизонтальном участке 2 двухустьевой скважины 1, так как исключается контакт теплоносителя непосредственно с вертикальной частью 23 эксплуатационной колонны 4 скважины до достижения им горизонтального участка 2 двухустьевой скважины 1.
Глухой пакер 9 исключает попадание пара в эксплуатационную колонну 4 двухустьевой скважины 1 со стороны левого устья 5 и в дополнительный горизонтальный ствол 6.
В процессе замкнутой циркуляции пара в интервале фильтра 8 дополнительной эксплуатационной колонны 7 происходит повышение температуры, например, до 45°C и снижение вязкости в залежи сверхвязкой нефти 3 до величины, обеспечивающей разжижение нефти и битума в камере растворителя при последующей закачке углеводородного растворителя; например, при температуре 45°C вязкость сверхвязкой нефти снижается до µ=200 МПа·с, о чем термодатчики сигнализируют на станцию управления 24, и по сигналу со станции управления 24 отключается парогенераторная установка 18, закрываются вентили 16 и 17.
Изменение значения вязкости (µ, МПа·с) сверхвязкой нефти при нагревании или остывании, т.е. в зависимости от температуры (t, °C), определяется опытным путем до начала работы предлагаемого устройства в лабораторных условиях.
Открывают вентиль 21 и с помощью насосного агрегата 20 производят закачку углеводородного растворителя по межколонному пространству 19 (см. фиг.2) двухустьевой скважины 1 через фильтр 8 дополнительной эксплуатационной колонны 7 в залежь 3 с целью разжижения сверхвязкой нефти в нее, имеющей вязкость, как указано выше µ=200 МПа·с.
3
В качестве углеводородного растворителя применяют, например, Нефрас А-130/150 (ГОСТ 10214-78), который закачивают в объеме, определяемом опытным путем в зависимости от емкостно-фильтрационных свойств залежи 3 сверхвязкой нефти, например, закачивают углеводородный растворитель марки Нефрас А-130/150 в объеме 5 м. По окончании закачки углеводородного растворителя закрывают вентиль 21 и открывают вентиль 22.
Также в качестве углеводородного растворителя может быть применен Пефрас-С 150/200 по ТУ 38.40125-82 или Нефрас-Ар 120/200 по ТУ 38.101809-80.
За счет диффузии углеводородного растворителя сверхвязкая нефть разжижается и стекает по границам камеры растворителя под действием гравитационных сил через фильтр 8 в дополнительную эксплуатационную колонну 7.
Откуда насосом 12 (см. фиг.3) по колонне труб 11 производят отбор разогретой и разжиженной высоковязкой нефти и битума на поверхность через открытый вентиль 22.
По мере отбора сверхвязкой нефти снижается температура, например, 20°C и повышается ее вязкость выше допустимой для разжижения углеводородным растворителем сверхвязкой нефти в камере растворителя, что не позволяет углеводородному растворителю разжижать сверхвязкую нефть. Это обусловлено тем, что углеводородный растворитель в зависимости от типа разжижает сверхвязкую нефть в определенном диапазоне вязкости сверхвязкой нефти, и, например, при достижении вязкости сверхвязкой нефти в залежи 3 сверхвязкой нефти µ=4000 МПа·с и ниже углеводородный растворитель не разжижает сверхвязкую нефть.
Поэтому при превышении вязкости сверхвязкой нефти выше допустимой, т.е. µ=4000 МПа·с, термодатчики сигнализируют на станцию управления 24, которая подает сигнал на включение парогенератора 18, и в дальнейшем процесс повторяется.
Предлагаемое устройство позволяет увеличить коэффициент вытеснения сверхвязкой нефти и повысить эффективность работы устройства при вытеснении высоковязкой нефти или битума из залежи за счет разогрева и снижения вязкости сверхвязкой нефти без закачки теплоносителя в залежь с последующей обработкой залежи углеводородным растворителем, а также исключить преждевременное обводнение отбираемой высоковязкой нефти или битума за счет разработки залежи сверхвязкой нефти без закачки воды в пласт.