СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ПЛАСТА С ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТЬЮ
METHOD FOR DEVELOPMENT OF RESERVOIR OF HIGH-VISCOUS OIL

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к разработке пласта с высоковязкой нефтью с применением тепла и реагентов для подъема и вытеснения высоковязкой нефти, содержащей большое количество асфальтосмолопарафинистых веществ.
Известен способ добычи высоковязкой нефти (патент РФ №2206728, МПК 8 Е21В 43/24, опубл. в бюл. №17 от 20.06.2003 г.), включающий спуск в обсадную колонну колонны насосно-компрессорных труб до интервала перфорации, подачу по ней теплоносителя, подъем продукции по межтрубному пространству, при этом в обсадную колонну спускают две колонны насосно-компрессорных труб, причем первую спускают до начала, а вторую через первую до конца интервала перфорации и подают по ней теплоноситель, а в пространство между обсадной и первой колонной насосно-компрессорных труб подают газ, продукцию поднимают по пространству между колоннами насосно-компрессорных труб, после обеспечения заданной приемистости подъем продукции прекращают, закачку теплоносителя продолжают до расчетной величины, при этом подачу газа продолжают, заполняют им пространство между колоннами насосно-компрессорных труб и поддерживают в таком состоянии, затем скважину останавливают на термокапиллярную пропитку до начала интенсивного снижения подвижности флюида в призабойной зоне, сбрасывают давление в скважине, отбирают поступающую в нее продукцию до уменьшения дебита, полученного на естественном режиме работы пласта, цикл закачки теплоносителя и отбора продукции повторяют до создания с добывающей скважиной зоны с подвижным флюидом, после чего скважину переводят в нагнетательную, а отбор продукции осуществляют через добывающую скважину, при этом отбор продукции производят свабированием или подачей газа в межтрубные пространства, причем добывающую скважину эксплуатируют как нагнетательно-добывающую скважину до создания зоны с подвижным флюидом, после чего ее переводят в добывающую.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, высокие затраты и низкая эффективность добычи высоковязкой нефти, содержащей большое количество асфальтосмолопарафинистых веществ, так как тепло от подаваемого по второй колонне НКТ теплоносителя через поднимаемую продукцию и подаваемый газ передается на нагрев горных пород за обсадной колонной, а также выносится из скважины на поверхность теплоносителем, поднимаемым вместе с пластовой продукцией;
- во-вторых, при циклической закачке теплоносителя и отборе продукции из скважины увеличиваются энергозатраты на подъем нефти, которые связаны с увеличением вязкостного трения из-за снижения температуры поднимаемой нефти и увеличения ее вязкости по мере подъема к поверхности земли, что приводит к осложнениям при добыче нефти, остановкам добывающих скважин и уменьшению межремонтного периода скважин.
Наиболее близким по технической сущности является способ добычи высоковязкой нефти (патент РФ №2296856, МПК 8 Е21В 43/24, опубл. в бюл. №10 от 10.04.2007 г.), включающий спуск в обсадную колонну колонн насосно-компрессорных труб, расположенных концентрично, подачу теплоносителя и подъем нефти по межтрубному пространству, отличающийся тем, что в обсадную колонну последовательно спускают колонну теплоизолированных труб с пакером на конце, насосно-компрессорных труб с закрытым и открытым концами, причем колонну теплоизолированных труб спускают ниже глубины начала кристаллизации парафина, насосно-компрессорные трубы с закрытым концом до этой глубины, а насосно-компрессорные трубы с открытым концом так, что образуют зазор между насосно-компрессорными трубами с закрытым концом, при этом теплоноситель подают в насосно-компрессорные трубы с открытым концом, нефть поднимают по межтрубному пространству теплоизолированных и насосно-компрессорных труб с закрытым концом, химреагенты и теплоноситель при обработке призабойной зоны пласта подают по тому же межтрубному пространству, причем теплоноситель подают при запакерованной скважине, при этом пространство между обсадной и теплоизолированной колоннами заполняют газом, причем интервал начала кристаллизации парафина определяют замером температуры по стволу скважины.
Недостатками данного способа являются:
во-первых, большие затраты на осуществление способа, связанные с металлоемкостью конструкции (три концентрично расположенные колонны труб);
во-вторых, ограниченность применения, так как высоковязкая нефть добывается из скважины по межколонному пространству фонтанным способом, что неприменимо для продуктивного пласта с низким пластовым давлением.
Задачей изобретения является снижение затрат на осуществление способа с возможностью отбора высоковязкой нефти из продуктивного пласта с низким пластовым давлением.
Поставленная задача решается способом разработки пласта с высоковязкой нефтью, включающим спуск в обсадную колонну концентрично расположенных колонн труб, наружная из которых выполнена теплоизолированной и спущена ниже глубины начала кристаллизации парафина с установкой пакера выше продуктивного пласта, подачу теплоносителя по межтрубному пространству, подъем нефти по запакерованной колонне труб, по которой также подают химреагенты и теплоноситель при обработке призабойной зоны пласта.
Новым является то, что внутреннюю колонну труб изготавливают сборной, состоящей из верхней части внутренней колонны труб с нижним ниппелем и хвостовика с пакером, выполненным проходным, которые спускают и устанавливают в скважине перед спуском колонн труб, причем верхнюю часть внутренней колонны труб оснащают дополнительно погружным насосом и размещенным ниже канала с регулируемым давлением клапаном, которые сообщают внутреннее пространство верхней части с внутренним пространством наружной теплоизолированной трубы при определенном давлении, спускают верхнюю часть внутренней колонны труб до герметичного входа ниппеля в проход пакера, причем закачку теплоносителя осуществляют в теплоизолированную наружную колонну труб с отбором теплоносителя через затрубное пространство, отбор нефти осуществляют по внутренней колонне труб при помощи погружного насоса, для закачки теплоносителя в пласт изолируют затрубное пространство на устье и при достижении определенного давления открывания клапана теплоноситель через каналы и по внутренней колонне труб продавливают в призабойную зону пласта, для закачки химреагента верхнюю часть внутренней колонны труб приподнимают до выхода ниппеля из прохода пакера, а химреагенты подают через наружную трубу, проход пакера и хвостовик внутренней колонны в призабойную зону пласта.
На чертеже изображена схема осуществления способа с частичным разрезом.
Суть способа заключается в следующем.
Сначала производят компоновку оборудования в скважине 1. Для этого в обсадную колонну 1 спускают нижнюю часть внутренней колонны труб 2, например колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), состоящую из хвостовика 3 с радиальными отверстиями 4 и пакером 5, выполненным проходным, и устанавливают пакер 5 выше продуктивного пласта 6. После чего производят посадку проходного пакера 5. Пакер 5 может быть любой известной конструкции, например с опорой на забой скважины 1.
Затем в обсадную колонну 1 спускают наружную теплоизолированную колонну труб 7, причем ее нижний конец спускают ниже глубины начала кристаллизации парафина, при этом предварительно интервал начала кристаллизации парафина определяют замером температуры по стволу обсадной колонны 1.
Далее концентрично внутрь теплоизолированной колонне труб 7 спускают верхнюю часть внутренней колонны труб, например колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) 2, снабженную снизу нижним ниппелем 8.
В процессе спуска НКТ 2 ее оснащают дополнительно погружным насосом 9 и размещенным ниже канала 10 с регулируемым давлением клапаном 11. Спуск верхней части внутренней колонны труб, то есть колонны НКТ 2, продолжают до взаимодействия ее упора 12 с верхним торцом хвостовика 3, при этом нижний ниппель 8 герметично взаимодействует с хвостовиком 3.
Между обсадной колонной 1 и теплоизолированной колонной труб 7 образуется затрубное пространство А, между теплоизолированной колонной труб 7 (внутреннее пространство теплоизолированной колонны труб 7) и колонной НКТ 2 образуется межтрубное пространство Б.
Таким образом производят сборку оборудования, после чего начинают осуществлять предложенный способ.
Перед началом отбора высоковязкой нефти из продуктивного пласта 6 производят снижение вязкостных характеристик нефти в пластовых условиях и улучшение ее притока в скважину 1. Для этого проводят закачку теплоносителя, например пара или горячей воды, в продуктивный пласт 6 для разогрева высоковязкой нефти в призабойной зоне продуктивного пласта 6.
Открывают запорный орган 13 и закрывают запорные органы 14 (затрубное пространство) и 15. Начинают закачивать теплоноситель, в качестве которого используют, например, пар или горячую воду, через запорный орган 13 в межтрубное пространство Б (внутреннее пространство теплоизолированной наружной колонны труб 7), откуда теплоноситель попадает в затрубное пространство А, поскольку они сообщены между собой.
По мере нагнетания теплоносителя давление в затрубном А и межтрубном Б пространствах поднимается и при достижении расчетного давления, например 10 МПа, регулируемый давлением клапан 11 открывается и теплоноситель из межтрубного пространства Б через канал 10, выполненный в колонне НКТ 2, попадает в нижнюю часть ниппеля 8 и далее через радиальные отверстия 4 хвостовика 3 и подпакерное пространство 18 скважины 1 проникает в продуктивный пласт 6 с высоковязкой нефтью, разогревая его. Процесс закачки теплоносителя в продуктивный пласт 6 продолжают расчетное время, после чего сбрасывают давление в затрубном А и межтрубном Б пространствах, при этом регулируемый давлением клапан 11 закрывается.
Далее начинают отбор высоковязкой нефти с одновременным подогревом теплоносителем поднимаемой по колонне НКТ 2 нефти. Для этого открывают запорные органы 13, 14 и 15. Закачивают теплоноситель, в качестве которого используют, например, пар или горячую воду, через запорный орган 13 в межтрубное пространство Б скважины 1 до пакера 5, а затем теплоноситель поднимается по межтрубному пространству А на устье, где его пропускают через запорный орган 14 и подогревают, например, передвижным или стационарным парогенератором (не показано) и снова подают через запорный орган 13 в скважину и таким образом организуют циркуляцию теплоносителя в скважине до глубины 16 начала кристаллизации парафина в колонне НКТ 2, при этом давление, при котором происходит циркуляция теплоносителя в затрубном А и межтрубном Б пространствах, должно быть менее 10,0 МПа, то есть ниже давления открытия регулируемого давлением клапана 11. Одновременно с этим включают погружной насос 9 любой известной конструкции, например, винтовой и по внутритрубному пространству 17 колонны НКТ 2 (верхней части внутренней колонны труб). Разогретая высоковязкая нефть из продуктивного пласта 6 через радиальные отверстия 4 попадает внутрь хвостовика 3, откуда через нижний ниппель 8 нефть поступает на прием погружного насоса 9, который перекачивает нефть по внутритрубному пространству 17 колонны НКТ 2 и поднимает ее на устье, откуда нефть попадает в систему сбора.
При этом, начиная с глубины начала кристаллизации парафина 6, происходит нагрев поднимаемой высоковязкой нефти от циркулирующего в скважине 1 теплоносителя через стенку колонны НКТ 2 и тем самым предотвращается кристаллизация парафина на внутренних стенках НКТ 2, а также снижается вязкость нефти и соответственно вязкостное трение при подъеме. Кроме того, за счет этого облегчается и транспортировка нагретой нефти от устья скважины до места ее сбора.
При снижении фильтрационных характеристик призабойной зоны продуктивного пласта 6 из-за асфальтосмолопарафинистых отложений в ней, о чем судят по уменьшению дебита скважины при неизменном пластовом давлении, проводят обработку призабойной зоны пласта 6 химическими реагентами (растворителями) этих отложений. Для этого приподнимают верхнюю часть внутренней колонны, то есть колонну НКТ 2 до тех пор, пока нижний конец ниппеля 8 не окажется на 3-5 метров выше верхнего торца хвостовика 3 (не показано), то есть до выхода ниппеля 8 из прохода пакера 5. Открывают запорный орган 13 и закрывают запорные органы 14 и 15, после чего по наружной колонне теплоизолированных труб 7 подают растворитель через запорный орган 14 в межтрубное пространство Б, откуда растворитель сначала попадает в хвостовик 3 и через его радиальные отверстия 4 и подпакерное пространство 18 проникает в призабойную зону пласта 6. Закачивают расчетное количество растворителя и оставляют скважину 1 на реагирование.
Глубину 16 начала кристаллизации парафина в колонне НКТ 2 определяют при работающей скважине и отсутствии в ней циркуляции теплоносителя. Для этого через запорный орган 13 в межтрубное пространство Б спускают глубинный термометр и замеряют температуру по стволу скважины 1. По известной температуре начала кристаллизации парафина определяют глубину, на которой начинается кристаллизация в данной скважине 1.
Предложенный способ разработки пласта с высоковязкой нефтью менее затратный по сравнению с прототипом, так как имеет меньшую металлоемкость конструкции, а также позволяет отбирать высоковязкую нефть из продуктивного пласта вне зависимости от его пластового давления, в том числе и из пластов с низким пластовым давлением.