СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ ИЛИ БИТУМА С РЕГУЛИРОВАНИЕМ ЗАКАЧКИ ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ В СКВАЖИНУ
DEVELOPMENT METHOD OF HEAVY OIL OR BITUMEN MINE FIELD WITH CONTROL OF HEAT CARRIER PUMPED TO WELL

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения тяжелой нефти или битума.
Известен способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума (патент RU №2412344, МПК 8 Е21В 43/24, опубл. в бюл. №5 от 20.02.2011), включающий 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, 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, изменяя зоны прогрева и отбора, причем 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, при этом в добывающей скважине устанавливают фильтры, выполненные в виде разбивающих на зоны отбора продуктивный пласт секций, внутри которых размещают хвостовик насоса с регулируемыми автоматически в зависимости от температуры клапанами, выполненными в виде эластичных манжет, заполненных расширяемым при повышении температуры материалом, установленными снаружи хвостовика между входными отверстиями хвостовика и размещенными напротив соответствующих секций фильтров с возможностью их герметичного перекрытия при повышении температуры добываемых тяжелой нефти или битума до 0,5-0,9 температуры, при которой происходит прорыв теплоносителя в добывающую горизонтальную скважину из нагнетательной.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, высокая металлоемкость конструкции и, как следствие, большие материальные и финансовые затраты на осуществление способа, что связано с наличием регулируемых автоматически в зависимости от температуры клапанов, выполненных в виде эластичных манжет, заполненных расширяемым при повышении температуры материалом в горизонтальном участке добывающей скважины, а также со спуском в нагнетательную скважину колонны труб по типу «труба в трубе», каждая из которых оснащена самостоятельными трубопроводами с задвижками;
- во-вторых, выходные отверстия колонн труб размещены в фильтре и разнесены по длине горизонтального участка нагнетательной скважины, при этом в процессе закачки теплоносителя (пара) он попадет через фильтр в продуктивный пласт тяжелой нефти или битума только через выходные отверстия колонн труб, выполненные на его начальном участке, а неравномерно распределяется через выходные отверстия по всей длине колонны труб, поэтому закачка пара в продуктивный пласт происходит только в начальных интервалах выходных отверстий колонн труб нагнетательных скважин. Таким образом, закачка пара концентрируется в зонах продуктивного пласта, соответствующих начальным интервалам выходных отверстий колонн труб, что приводит к неравномерному прогреву продуктивного пласта, в связи с чем ухудшается эффективность работы паровой камеры и не исключается прорыв теплоносителя в добывающую скважину через более прогретую зону.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием закачки теплоносителя в скважину (патент RU №2412342, МПК 8 Е21В 43/24, опубл. в бюл. №5 от 20.02.2011), включающий 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 отбором продукции через горизонтальную добывающую скважину, 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, изменяя зоны прогрева, причем 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 исключают прорыв теплоносителя в добывающую скважину через более прогретую зону, причем на устье колонны для закачки теплоносителя оснащают каждую самостоятельными трубопроводами с регулируемыми задвижками, которыми регулируют подачу теплоносителя в зависимости от термограммы паровой камеры, снимаемой в добывающей скважине.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, высокая металлоемкость конструкции и, как следствие, большие финансовые затраты на осуществление способа, что связано со спуском в нагнетательную скважину колонны труб по типу «труба в трубе», каждая из которых оснащена самостоятельными трубопроводами с регулируемыми задвижками;
- во-вторых, выходные отверстия колонн труб размещены в фильтре и разнесены по длине горизонтального участка нагнетательной скважины, при этом в процессе закачки теплоносителя (пара) он попадет через фильтр в продуктивный пласт тяжелой нефти или битума только через выходные отверстия колонн труб, выполненные на его начальном участке, и неравномерно распределяется через выходные отверстия по всей длине колонны труб, поэтому закачка пара в продуктивный пласт происходит только в начальных интервалах выходных отверстий колонн труб нагнетательных скважин. Таким образом, закачка пара концентрируется в зонах продуктивного пласта, соответствующих начальным интервалам выходных отверстий колонн труб, что приводит к неравномерному прогреву продуктивного пласта, в связи с чем ухудшается эффективность работы паровой камеры и не исключается прорыв теплоносителя в добывающую скважину через более прогретую зону;
- в-третьих, выходные отверстия колонны труб в горизонтальном участке нагнетательной скважины направлены радиально по всему периметру колонны труб, что при высоких давлениях закачки теплоносителя может вызвать прямой прорыв теплоносителя через нижние выходные отверстия и фильтр нагнетательной скважины в горизонтальный участок добывающей скважины;
- в-четвертых, технологически сложно произвести изоляцию внутренних пространств колонн труб друг от друга по типу «труба в трубе» на три и более участка, разнесенных по всей длине фильтра из-за ограниченного диаметрального пространства скважины.
Задачами изобретения являются повышение эффективности работы паровой камеры за счет возможности регулируемого перераспределения закачиваемого объема пара в первую и вторую зоны прогрева продуктивного пласта в горизонтальном участке нагнетательной скважины, исключение прямого прорыва теплоносителя через выходные отверстия колонны труб и фильтр нагнетательной скважины в горизонтальный участок добывающей скважины, а также упрощение технологии осуществления способа и снижение металлоемкости конструкции и, как следствие, снижение материальных и финансовых затрат на его осуществление.
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 отбором продукции через горизонтальную добывающую скважину, 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, изменяя зоны прогрева, при строительстве скважин их горизонтальные участки оборудуют фильтрами, а на устье нагнетательной скважины колонну труб для закачки теплоносителя оснащают трубопроводом с задвижкой, а выходные отверстия колонны труб размещены в фильтре, разбивая его на зоны прогрева так, что исключается прорыв теплоносителя в добывающую скважину через более прогретую зону, регулируют подачу теплоносителя в зависимости от термограммы паровой камеры, снимаемой в добывающей скважине.
Новым является то, что в нагнетательной скважине фильтр герметично разделяют на две зоны прогрева, выполненные на его начальном и конечном участках, а выходные отверстия колонны труб выполняют напротив соответствующих зон прогрева пласта, закачку теплоносителя в пласт осуществляют одновременно в обе зоны прогрева пласта, причем в колонну труб в нагнетательной скважине спускают колонну штанг с жесткозакрепленным на ее конце полым плунжером, пространство между колонной труб и колонной штанг на устье нагнетательной скважины герметизируют, при этом плунжер снабжен тарированными отверстиями с постепенным увеличением пропускной способности от конца колонны труб к устью скважины или от устья скважины до конца колонны труб с возможностью их поочередного открытия и закрытия, причем каждое из тарированных отверстий герметично размещают напротив одного из выходных отверстий, выполненного в колонне труб и направленного вверх, а второе выходное отверстие выполняют в виде открытого конца колонны труб, теплоноситель закачивают при постоянном расходе пара, причем соотношение объемов закачиваемого теплоносителя в первую и вторую зоны прогрева теплоносителя регулируют за счет изменения объема подачи теплоносителя в первую зону прогрева путем ограниченного осевого перемещения колонны штанг с полым плунжером и изменения пропускной способности тарированных отверстий с фиксацией колонны штанг на устье скважины.
На фиг.1 схематично изображен предлагаемый способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием закачки теплоносителя в скважину.
На фиг.2 изображен увеличенный вид - I части колонны труб с полым плунжером, размещенных в горизонтальном участке 3 нагнетательной скважины 1.
На фиг.3 изображен увеличенный вид - А оборудования, размещенного на устье нагнетательной скважины.
Предложенный способ осуществляют следующим образом.
Производят строительство верхней нагнетательной скважины 1 (см. фиг.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.
Нагнетательную скважину 1 используют для закачки теплоносителя в продуктивный пласт 5, а добывающую скважину 2 используют для добычи тяжелой нефти или битума из продуктивного пласта 5.
В нагнетательную скважину 1 спускают колонну насосно-компрессорных труб (далее колонна труб) 8 с герметизирующими устройствами, например термостойкими пакерами 9 и 10 любой известной конструкции, позволяющими работать при высокой температуре, например выпускаемыми научно-производственной фирмой «Пакер» (г.Октябрьский, Республика Башкортостан) пакерами механическими двухстороннего действия осевой установки марки ПРО-ЯДЖ-О-М-122 Т, рассчитанными на максимальную температуру рабочей среды 150°С. Пакеры 9 и 10 позволяют герметично разделить фильтр 6 на две зоны прогрева 11 и 12, выполненные на его начальном и конечном участках, поэтому выходные отверстия 13 и 14 в колонне труб 8 выполняют напротив соответствующих зон прогрева первой 11 и второй 12 пласта 5.
Колонну труб 8 в нагнетательной скважине 1 оборудуют колонной штанг 15 с жесткозакрепленным на его конце полым плунжером 16 (см. фиг.2), размещенным напротив выходного отверстия 13 диаметром D, выполненного в колонне труб 8 и направленного радиально вверх.
Нижний конец колонны штанг 15 жестко крепят с верхним концом полого плунжера 16, например, при помощи радиально направленных от штанги к плунжеру металлических прутков (на фиг.1, 2, 3 не показано) диаметром 5-7 мм при помощи ручной сварки.
1
n
1
n
1
n
1
n
Полый плунжер 16 (см. фиг.2) снабжен тарированными отверстиями 16, … 16 диаметрами (di), с постепенным увеличением пропускной способности от конца колонны труб к устью скважины или от устья скважины к концу колонны труб, например, как показано на фиг.2 от конца колонны труб к устью скважины. Количество тарированных отверстий 16, … 16 зависит от объема закачиваемого пара через нагнетательную скважину 1 и определяется опытным путем. Каждое из тарированных отверстий 16, … 16 герметично размещают напротив выходного отверстия 13 колонны труб 8 с возможностью их поочередного открытия и закрытия, причем диаметр D выходного отверстия 13 больше любого из диаметров (di) тарированных отверстий 16, … 16.
Выполнение выходного отверстия 13, направленного вверх, позволяет исключить прямой прорыв теплоносителя из колонны труб 8 и фильтр 6 (см. фиг.1) нагнетательной скважины 1 в горизонтальный участок 4 добывающей скважины 2.
1
4
1
4
1
2
3
4
1
4
I
2
3
4
Например, на фиг.2 представлены одно выходное отверстие 13 (см. фиг.2) диаметром D, выполненное в колонне труб 8, и четыре тарированных отверстия 16; …16 с постепенным увеличением пропускной способности от конца колонны труб к устью скважины. Например, тарированные отверстия 16, …16, выполненные в полом плунжере 16, имеют следующие диаметры: 16-(d)=8 мм; 16-(d)=10 мм; 16-(d)=12 мм; 16-(d)=14 мм. Пропускная способность тарированных отверстий 16…16 определяется расчетным путем, согласно: [М.М.Волков и др. Справочник работника газовой промышленности - 2.е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1989, - 286 с., стр.80, п 4.6. «Определение суточной потери газа при истечении его из отверстия в теле трубы»].
1
Например, в исходном положении напротив выходного отверстия колонны труб 8 расположено тарированное отверстие 16, имеющее наименьшую пропускную способность и герметично разделенное посредством уплотнительных колец 17 и 18.
В исходном положении полый плунжер 16 зафиксирован относительно колонны труб 8 разрушаемым штифтом 19, например, при усилии 8 кН, что позволяет исключить самопроизвольное осевое перемещение колонны штанг 15 с плунжером 16 относительно выходного отверстия 13 колонны труб 8. Колонну штанг 15 неподвижно фиксируют относительно колонны труб 8 на устье скважины любым известным устройством, например, с помощью клиновой подвески 20 (см. фиг.3), состоящей из фиксирующих плашек 21, как показано на фиг.3.
i
i
i
i
1
2
2
3
3
4
Для удобства осуществления способа на поверхности колонны штанг 15 (см. фиг.1), т.е. на верхней штанге 15' (см. фиг.3), размещенной на устье нагнетательной скважины 1 (см. фиг.1) можно нанести вертикально риски (метки) 15′′ и 15′′′; 15′′′ и 15′′′′; 15′′′′ и 15′′′′′ с шагом а между ними (см. фиг.3), соответствующим длине L - между тарированными отверстиями 16 и 16; 16 и 16; 16 и 16 (см. фиг.2) полого плунжера 16, т.е. а=L.
Второе выходное отверстие 14 (см. фиг.1) выполняют в виде открытого конца колонны труб 8.
На устье нагнетательной скважины 1 колонну труб 8 (см. фиг.1), предназначенную для закачки теплоносителя, оснащают трубопроводом 22 с задвижкой 23. Пространство между колонной труб 8 и колонной штанг 15 на устье нагнетательной скважины 1 герметизируют любым известным герметизатором 24, например сальниковым устройством. В добывающую скважину 2 спускают колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) 25 с погружным насосом 26 на конце.
Начинают осуществлять закачку теплоносителя (пара) через нагнетательную скважину 1 от парогенератора (на фигурах 1, 2, 3 не показано) в продуктивный пласт 5.
1
Для этого открывают задвижку 23 (см. фиг.1) и начинают закачку пара через трубопровод 22 по колонне труб 8 (см. фиг.2) через выходное отверстие 13 и тарированное отверстие 16 полого плунжера 16, второе выходное отверстие 14 (см. фиг.1), выполняют в виде открытого конца колонны труб 8, и фильтр 6 горизонтального участка 3 нагнетательной скважины 1, т.е. осуществляют закачку пара одновременно в обе зоны прогрева 11 и 12 пласта 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 и последующим расширением паровой камеры в интервале первой и второй зон прогрева 11 и 12 соответственно, причем, как только паровые камеры, расширяясь, достигнут кровли пласта 5, они начинают расширяться и в горизонтальных направлениях навстречу друг другу, и в противоположные стороны.
Отбор разогретой тяжелой нефти или битума осуществляют с помощью погружного насоса 26, 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 26, который по колонне НКТ 25 перекачивает тяжелую нефть или битум на дневную поверхность.
В процессе отбора разогретой тяжелой нефти или битума происходит прорыв теплоносителя из паровой камеры, соответствующей второй зоне прогрева 12 продуктивного пласта 5, так как эта зона в большей степени подвергнута тепловому воздействию пара, т.е. из конечного участка фильтра 6 в фильтр 7 горизонтального участка 4 добывающей скважины 2, о чем свидетельствует наличие температурных пиков на термограммах, которые строятся по результатам данных термодатчиков (на фиг.1, 2, 3 не показано), установленных на горизонтальном участке 4 (см. фиг.1) добывающей скважины 2, при этом в интервале начального участка фильтра 6 горизонтального участка 3 нагнетательной скважины 1 тяжелая нефть или битум продуктивного пласта 5 разогреты недостаточно, т.е. их вязкость не снижена до величины, достаточной для перетекания тяжелой нефти или битума из продуктивного пласта 5 через фильтр 7 в горизонтальный участок 4 добывающей скважины 2. Теплоноситель закачивают при постоянном расходе пара, поэтому необходимо изменить соотношение объемов закачки в зоны прогрева 11 (увеличить) и 12 (снизить) продуктивного пласта 5 при постоянном расходе пара.
1
1
2
Для того чтобы снизить объем закачки пара в конечный участок фильтра 6, т.е. в зону прогрева 12 и увеличить закачку пара в зону прогрева 11 на начальном участке фильтра 6, останавливают закачку пара в трубопровод 22, закрывают задвижку 23, разгерметизируют герметизатор 24 и любым известным способом, например подъемником для текущего ремонта скважин, производят захват колонны штанг 15 на устье скважины 1. Производят натяжение колонны штанг 15 (см. фиг.1, 2) вверх, например, с усилием 10 кН, при этом разрушаемый штифт 19 (см. фиг.2) срезается, и колонна штанг 15 перемещается вверх, например, на расстояние (a=L), которое контролируют по ранее нанесенным на верхнюю штангу 15′ (см. фиг.3) меткам 15′′; 15′′′; 15′′′′; 15′′′′′, т.е. от метки 15′′ до 15′′′ одновременно с этим перемещается справа налево и полый плунжер 16 (см. фиг.2). При этом открывается тарированное отверстие 16, имеющее большую пропускную способность, чем тарированное отверстие 16, которое закрывается. Далее неподвижно фиксируют колонну штанг 15 (см. фиг.1 и 2) относительно колонны труб 8 посредством верхней штанги 15' (см. фиг.3) на устье скважины любым известным устройством, например, с помощью клиновой подвески 20, состоящей, например, из четырех плашек 21, размещенных по периметру окружности верхней штанги 15′.
После чего вновь герметизируют пространство между колонной труб 8 (см. фиг.1) и колонной штанг 15 на устье нагнетательной скважины 1 герметизатором 24.
Открывают задвижку 23 и начинают закачку пара через трубопровод 22 по колонне труб 8 через ее первое 13 и второе 14 выходные отверстия, а также через фильтр 6 горизонтального участка 3 нагнетательной скважины 1, соответственно в первую 11 и во вторую зону прогрева 12 продуктивного пласта 5, т.е. одновременно в начальный и в конечный участки фильтра 6. Вследствие изменения соотношения объемов закачки в зоны прогрева 11 и 12 происходит выравнивание температуры в паровой камере, при этом в зоне прогрева 12 (конечном участке фильтра 6) она снижается, а в зоне прогрева 11 (в начальном участке фильтра 6) - увеличивается, о чем свидетельствует снижение (сглаживание) температурных пиков, снимаемых с термодатчиков, расположенных в горизонтальном участке 4 добывающей скважины 2.
Таким образом, производят одновременную закачку пара в обе зоны прогрева 11 и 12 нагнетательной скважины 1, при этом происходит расширение паровой камеры.
1
4
В дальнейшем, при необходимости, как описано выше, процесс повторяют и при постоянном расходе пара, подаваемого в колонну труб 8 нагнетательной скважины 1, меняют соотношение объемов закачиваемого теплоносителя в первую 11 и вторую 12 зоны прогрева теплоносителя, регулируют за счет изменения объема подачи теплоносителя в первую зону 11 прогрева путем ограниченного осевого перемещения колонны штанг 15 (см. фиг.2) с плунжером 16 и изменения пропускной способности тарированных отверстий 16…16 с фиксацией колонны штанг 15 на устье скважины 1 (см. фиг.1).
Предложенный способ технологически прост, поскольку не требует постоянной регулировки задвижек по нескольким самостоятельным трубопроводам, и имеет низкую металлоемкость конструкции, при этом снижаются материальные и финансовые затраты на его осуществление, также предлагаемый способ позволяет повысить эффективность работы паровой камеры за счет возможности регулируемого распределения закачиваемого объема пара в первую и вторую зоны прогрева продуктивного пласта в горизонтальном участке нагнетательной скважины, кроме того, исключается прямой прорыв теплоносителя из выходных отверстий колонны труб и фильтр нагнетательной скважины в горизонтальный участок добывающей скважины ввиду того, что колонна труб не имеет выходных отверстий, направленных вертикально вниз в горизонтальный участок добывающей скважины.