СПОСОБ ДОБЫЧИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ МЕТОДОМ ОДНОВРЕМЕННОЙ ЗАКАЧКИ ПАРА И ОТБОРА ЖИДКОСТИ ИЗ ОДИНОЧНОЙ ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ
PRODUCTION METHOD OF HIGH-VISCOUS OIL BY MEANS OF SIMULTANEOUS PUMPING OF STEAM AND EXTRACTION OF LIQUID FROM SINGLE HORIZONTAL WELL

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, к термическим способам добычи нефти или битума из одиночной горизонтальной скважины.
Известен способ разработки и добычи высоковязкой нефти (Заявка. РФ №2007122922/03, Е21В 43/24, опубл. 27.12.2008), включающий бурение этажной горизонтальной скважины с размещением двух горизонтальных стволов в одной вертикальной плоскости, при этом окна зарезки горизонтальных стволов располагаются в нефтенасыщенном пласте на расстоянии 8-10 м друг от друга, а вытеснение вязкой нефти или битума производится с помощью закачки теплоносителя. Горизонтальные стволы бурятся по восходящей траектории и размещаются по направлению к купольной части залежи, забой каждого ствола располагается выше окна зарезки. Закачка теплоносителя ведется через НКТ верхнего горизонтального ствола, а отбор жидкости через НКТ нижнего горизонтального.
Недостатками данного способа являются высокая стоимость бурения этажной горизонтальной скважины с размещением двух горизонтальных стволов в одной вертикальной плоскости, сложность монтажа спускаемого оборудования. Необходимость бурения двух горизонтальных стволов скважины ограничивает выбор разрабатываемого участка по толщине продуктивного пласта.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ теплового вытеснения нефти из горизонтальной скважины (Патент РФ №2067168, Е21В 43/24, опубл., 27.09.1996), включающий добычу высоковязкой нефти методом циклической закачки теплоносителя в конечную часть ствола горизонтальной скважины и отбором жидкости из отделенной пакером зоны закачки пара ближайшего участка. Способ реализуется следующим образом: по кольцевым образующим в начале и в конце горизонтальной части участка эксплуатационной колонны скважины производится перфорация, к ближайшему к забою интервалу перфорации спускаются насосно-компрессорные трубы (НКТ), снабженные пакерным устройством, разобщающим горизонтальный ствол скважины между этими двумя группами перфорации. Теплоноситель закачивается по НКТ в пласт через удаленную зону перфорации, а жидкость отбирается из ближней от устья зоны перфорации. Транспорт жидкости на поверхность производится по кольцевому межтрубному пространству скважины.
Способ имеет следующие недостатки:
- в предложенном способе предусматривается только фонтанный способ подъема жидкости на поверхность по межтрубному пространству, что дает нестабильный и низкий отбор жидкости;
- не предусмотрен предварительный прогрев всей зоны.
Техническими задачами изобретения являются снижение материальных и энергетических затрат за счет предварительного прогрева всей зоны, а также увеличение дебита скважины, осуществляемое механизированным отбором жидкости.
Поставленная задача решается способом добычи высоковязкой нефти методом одновременной закачки пара и отбора жидкости из одиночной горизонтальной скважины, включающим установку обсадной колонны, цементирование затрубного пространства выше горизонтального участка, в котором выполнена перфорация в оконечной части и в начале горизонтального участка, спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) с установкой пакера между перфорированными участками, закачку пара в пласт и отбор жидкости из пласта.
Новым является то, что перед спуском колонны НКТ в скважину спускают техническую колонну до горизонтального участка, в которую спускают колонну НКТ с насосом, размещаемым в нижней части технической колонны и позволяющим производить через него закачку пара в пласт, причем сначала закачку пара в пласт производят по пространству между технической колонной и колонной НКТ, а также по колонне НКТ через насос, при этом суммарный объем закачиваемого пара составляет 5-7 т/м суммарной длины перфорированных участков, после чего продолжают закачку по пространству между технической колонной и колонной НКТ, а отбор жидкости осуществляют насосом по колонне НКТ.
На чертеже изображена схема горизонтальной 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. Спускается эксплуатационная колонна 2, производится цементаж затрубного пространства. Меньшим диаметром долота производится бурение горизонтального участка 5 ствола скважины 1.
Производится спуск фильтра 6 с двумя вскрытыми зонами перфорации 7 и 8 соответственно в начале и в конце горизонтального участка 5 фильтра 6.
На максимально возможную глубину, сколько позволяет искривление скважины, спускается промежуточная техническая колонна 9. Затем через техническую колонну 9 спускают НКТ 10, оборудованную термостойким пакером 11 и насосом 12, через который закачивается пар. Пакер 11 устанавливают между вскрытыми зонами 7 и 8, а насос 12 размещают в нижней части технической колонны 9.
По пространству между технической колонной 9 и колонной НКТ 10, а также в НКТ 10 через насос 12 согласно формуле закачивается пар:
пара
где Q - количество закачиваемого пара, т,
к - удельный коэффициент закачиваемого пара на 1 м вскрытого пласта (5-7, т/м);
L - длина вскрытой зоны пласта, м.
После распределения тепла и снижения пластовой температуры в горизонтальном стволе 6 до 80-90°С, насос 12 переводится в рабочее состояние отбора жидкости, а между НКТ 10 и технической колонной 9 продолжается закачка пара.
Пример конкретного выполнения.
На участке залежи высоковязкой нефти в пласте 4 пробурили горизонтальную скважину 1. Осуществили ее обустройство. Уточнили коллекторские и тепловые свойства вскрытого пласта 4. Участок разработки залежи, на котором была проведена заявляемая технология, имеет геометрические размеры 400×100×15 м. Средняя толщина пласта равна 15 м. Длина перфорированной зоны 7 составила 210 м, длина перфорированной зоны 8 составила 200 м.
Исходя из расчетной формулы (1) по НКТ 10, в удаленную вскрытую зону 8 через специальный штанговый винтовой насос 12 («РСМ Vulcain™») закачали 1000 т пара, по пространству между технической колонной 9 и колонной НКТ 10 в близ лежащую зону 7 закачали 1300 т пара. После снижения температуры до 90° и распределения тепла в пласте 4 насос 12 перевели в рабочее состояние и начали отбор жидкости, а между НКТ 10 и технической колонной 9 продолжили закачку пара.
Для базы сравнения был принят вариант закачки пара с использованием одиночной горизонтальной скважины с длиной горизонтального ствола 419 м с фонтанным отбором жидкости. Результаты показали, что эффективность предлагаемого способа добычи высоковязкой нефти выше: максимально достигаемый коэффициент нефтеотдачи больше на 5%, максимальный дебит нефти составил 7 т/сут против 1,5 т/сут, чем при технологии циклической закачки пара и отбора жидкости.
Таким образом, в отличие от применения технологии отбора жидкости с фонтанным отбором, предлагаемый способ за счет применения предварительной закачки пара и механизированного отбора жидкости позволяет получить более высокий темп отбора из одиночных горизонтальных скважин.