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 нефтяного месторождения (патент РФ №2211318, МПК 8 Е21В 43/24, опубл. в бюл. №24 от 27.08.2003), включающий бурение непрерывной (двухустьевой) скважины с образованием ее выходного участка вверх с наклоном от продуктивного пласта до дневной поверхности, установку в пробуренную скважину обсадной колонны, цементирование затрубного пространства по всей длине, перфорирование обсадной колонны в интервале горизонтального участка, установку внутри обсадной трубы насосно-компрессорных труб с центраторами, подачу теплоносителя по колонне насосно-компрессорных труб с входного и выходного участков, отбор продукта по выходному участку при продолжении закачки теплоносителя по входному участку.
Недостатком данного способа является недостаточная эффективность нефтеизвлечения, так как при закачке пара и одновременном отборе нефти из одной скважины происходят быстрые прорывы пара, а при циклическом воздействии - непроизводительный расход пара на повторный прогрев остывшего продуктивного пласта за период отбора, т.е. большая энергозатратность.
Также известен способ разработки неоднородной нефтебитумной залежи (патент РФ №2287678, МПК 8 Е21В 43/24, опубл. в бюл. №32 от 20.11.2006), включающий строительство добывающей двухустьевой горизонтальной скважины и отбор продукции. Выше добывающей двухустьевой горизонтальной скважины параллельно ей строят нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину, создавая тем самым пару двухустьевых горизонтальных скважин, на соседнем участке залежи строят аналогичную пару двухустьевых горизонтальных скважин, пары двухустьевых горизонтальных скважин проводят отдельно, охватывая наиболее продуктивные зоны залежи, режимы работы пар двухустьевых горизонтальных скважин по закачке устанавливают с учетом особенностей каждого участка залежи, закачку теплоносителя осуществляют в верхние нагнетательные двухустьевые горизонтальные скважины с обоих устьев, отбор продукции из добывающих двухустьевых горизонтальных скважин производят свабным насосом, причем свабные насосы соседних добывающих двухустьевых горизонтальных скважин связывают друг с другом.
Недостатком данного способа является ограниченность его применения, который можно осуществить только при наличии рядом расположенных пар двухустьевых нагнетательных и добывающих скважин.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин (патент РФ №2340768, МПК 8 Е21В 43/24, опубл. в бюл. №32 от 10.12.2008 г.), включающий закачку теплоносителя через двухустьевую горизонтальную нагнетательную скважину, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры и отбор продукции через двухустьевую горизонтальную добывающую скважину, при этом прогрев продуктивного пласта начинают с закачки пара в обе скважины, разогревают межскважинную зону пласта, снижают вязкость нефти или битума, а паровую камеру создают закачкой теплоносителя с возможностью пробивания последнего к верхней части продуктивного пласта и увеличения размеров паровой камеры в процессе отбора продукции, 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 путем смены направления фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции, при этом объем закачки теплоносителя через устья нагнетательной скважины и/или отбор продукции через устья добывающей скважины изменяют в соотношении, %: (10-90):(90-10).
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, большие финансовые затраты на строительство двухустьевой скважины (стоимость строительства двухустьевой скважины в три раза дороже в сравнении с одноустьевой скважиной, кроме того, термодатчики на оптико-волоконных кабелях спущены в обе скважины);
во-вторых, смена направления фильтрации и/или режимов отбора продукции, а также изменение объема закачки теплоносителя через устья нагнетательной скважины и/или отбор продукции через устья добывающей скважины изменяют в соотношении, %: (10-90):(90-10) малоэффективны и дают лишь кратковременный эффект на начальном этапе разработки месторождения тяжелой нефти или битума.
Технической задачей изобретения является сокращение финансовых и материальных затрат на строительство скважин, с помощью которых осуществляется данный способ, а также повышение эффективности разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием закачки теплоносителя в скважину за счет возможности смены секций и зон нагрева продуктивного пласта на протяжении всего горизонтального участка нагнетательной скважины.
Поставленная техническая задача решается способом разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием закачки теплоносителя в скважину, включающим строительство верхней нагнетательной и нижней добывающей скважин 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.
Новым является то, что при строительстве скважин их горизонтальные участки оборудуют фильтрами, внутри фильтра в нагнетательной скважине размещают хвостовик, снабженный входными отверстиями, разбивающими фильтр на зоны нагревания теплоносителем, на расстоянии, исключающем прорыв теплоносителя при смене зоны нагревания, при этом хвостовик оснащают изнутри штоком, спускаемым на трубах, которые на устье оснащены гидродомкратом двухстороннего действия, причем пространство между штоком и хвостовиком между входными отверстиями хвостовика герметично разобщают перед спуском кольцевыми вставками, разбивая хвостовик на секции нагревания, которые сообщены боковыми каналами через одну с внутренним пространством штока, причем для изменения зон нагревания при возникновении температурных пиков закачку теплоносителя прекращают, в гидродомкрате создают избыточное давление, приводящее к продольному перемещению вместе с трубами штока в хвостовике так, что его боковые каналы, проходя через кольцевые вставки, сообщают внутреннее пространство штока с соседними незадействованными до этого секциями нагревания, после чего закачку теплоносителя возобновляют до возникновения температурных пиков напротив секций нагревания в соответствующих им зонах нагревания, для исключения прорыва теплоносителя закачку теплоносителя прекращают, в гидродомкрате создают избыточное обратное давление, приводящее к продольному перемещению в хвостовике и возвращению в исходное состояние вместе с трубами штока, после чего закачку теплоносителя возобновляют в первоначальные секции и зоны нагрева, в ходе эксплуатации циклы при необходимости смены зон нагревания хвостовика повторяют.
На чертеже схематично представлен предлагаемый способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием закачки теплоносителя в скважину.
Сначала производят строительство верхней нагнетательной 1 (см. чертеж) и нижней добывающей скважин 2 с горизонтальными участками 3 и 4 соответственно, расположенными друг над другом и вскрывающими продуктивный пласт 5 с тяжелой нефтью или битумом, причем в процессе строительства нагнетательной 1 и добывающей 2 скважин их горизонтальные участки 3 и 4 соответственно оборудуют фильтрами 6 и 7.
Нагнетательная скважина 1 используется для закачки теплоносителя в продуктивный пласт 5, а добывающая скважина 2 используется для добычи тяжелой нефти или битума (продукции) из продуктивного пласта 5. Далее добывающую скважину 2 снабжают насосом 8, например электроцентробежным погружным насосом (ЭЦН), спущенным в добывающую скважину 1 на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) 9.
Внутри фильтра 6 в горизонтальном участке 3 нагнетательной скважины 1 размещают хвостовик 10, снабженный входными отверстиями 11, разбивающими фильтр 6 на зоны закачки теплоносителя, а расстояние А - между входными отверстиями 11 на всем протяжении хвостовика 10 подбирают опытным путем исходя из исключения прорыва теплоносителя при смене зоны отбора.
Хвостовик 10 оснащают изнутри штоком 12, жестко соединенным с колонной труб 13, например колонной насосно-компрессорных труб (НКТ), спущенной в нагнетательную скважину 1, при этом внутреннее пространство 14 штока 12 гидравлически сообщено с внутренним пространством 15 колонны труб 13.
1
Колонна труб 13 на устье оснащена гидродомкратом 16 двухстороннего действия. Пространство 17 между штоком 12 и хвостовиком 10 между входными отверстиями 11 хвостовика 10 герметично разобщают перед спуском кольцевыми вставками 18, разбивая хвостовик 10 на секции нагревания S и S и соответствующие им зоны нагревания пласта 5, которые сообщены боковыми каналами 19 через одну с внутренним пространством 14 штока 12.
Контроль за прорывом теплоносителя из горизонтальной части 3 нагнетательной скважины 1 в горизонтальную часть 4 добывающей скважины 2 ведут по показаниям, снимаемым с термодатчиков 20 (показано условно), спущенных, например, на оптиковолоконном кабеле в горизонтальный участок 4 добывающей скважины 2.
Предложенный способ осуществляется следующим образом.
Начинают осуществлять закачку теплоносителя от парогенератора (не показано) в продуктивный пласт 5 по внутренним пространствам 15 и 14, соответственно колонны труб 13 и штока 12, а затем через боковые каналы 19 штока 12 и входные отверстия 11 хвостовика 10, которые размещены напротив секций нагревания - S (см. боковой канал 19) в соответствующих им зонах нагревания пласта 5 и через фильтр 6 горизонтального участка 3 нагнетательной скважины 1. 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 паровой камеры.
Разогретая в паровой камере тяжелая нефть или битум из продуктивного пласта 5 сначала через фильтр 7 попадает в горизонтальный участок 4 добывающей скважины 2 и поступает на прием насоса 8, который по колонне труб 9 перекачивает (отбирает) разогретую тяжелую нефть или битум на дневную поверхность.
В процессе отбора разогретой тяжелой нефти или битума происходит прорыв теплоносителя из паровой камеры в фильтр 7 добывающей скважины 2, о чем свидетельствует наличие температурных пиков на термограммах, которые строятся по результатам данных термодатчиков 20, установленных в горизонтальном участке 4 добывающей скважины 2. Для исключения проникновения теплоносителя через фильтр 7 в горизонтальный участок 4 добывающей скважины 2 необходимо произвести изменение зон отбора разогретой тяжелой нефти или битума.
Для изменения зон для отбора при возникновении температурных пиков (проникновении теплоносителя через фильтр 7 в горизонтальный участок 4 добывающей скважины 2) отбор продукции насосом 8, как описано выше, прекращают.
1
1
В гидродомкрате 16 (в линии А) создают избыточное давление (см. фигуру), приводящее к продольному перемещению вместе колонны труб 13 со штоком 12, причем последний перемещается в хвостовике 10 так, что его боковые каналы 19, проходя через кольцевые вставки 18, сообщают внутреннее пространство 14 штока 12 с соседними незадействованными до этого секциями нагревания - S (боковые каналы 19 штока 12 размещаются напротив секций нагревания - S) в соответствующих им зонах нагревания пласта 5.
1
Отбор продукции насосом 8 по колонне труб 9 из добывающей скважины 2 на поверхность возобновляют, как описано выше, до возникновения температурных пиков (прорывания теплоносителя через фильтр 7 в горизонтальный участок 4 добывающей скважины 2) напротив секций S в соответствующих им зонах закачки теплоносителя горизонтального участка 4 добывающей скважины 2. При возникновении температурных пиков с целью дальнейшего исключения прорыва теплоносителя через фильтр 7 в горизонтальный участок 4 добывающей скважины 2 отбор продукции насосом 8 прекращают.
В гидродомкрате (в линии В) создают избыточное обратное давление, приводящее к обратному продольному перемещению колонны труб 13 со штоком 12 в хвостовике 10 и возвращению в исходное состояние (боковые каналы 19 штока 12 размещаются напротив секций нагревания - S в соответствующих им зонах нагревания пласта 5).
После чего отбор продукции насосом 8 по колонне труб 9 из добывающей скважины 2 на поверхность вновь возобновляют из первоначальных секций нагревания - S.
В ходе эксплуатации (в случае возникновении температурных пиков, свидетельствующих о прорыве теплоносителя через фильтр 7 в горизонтальный участок 4 добывающей скважины 2) циклы при необходимости смены секций и зон отбора повторяют.
Предложенный способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием закачки теплоносителя в скважину осуществляется с помощью одноустьевой скважины, а термодатчики на оптико-волоконном кабеле спущены только в одну горизонтальную добывающую скважину, что в сравнении с прототипом снижает финансовые и материальные затраты на осуществление способа.
Кроме того, повышается эффективность разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием закачки теплоносителя в скважину за счет возможности смены зон нагревания продуктивного пласта на протяжении всего горизонтального участка нагнетательной скважины, при этом нет необходимости изменения направления фильтрации и/или изменения режима отбора продукции.