Способ добычи битуминозной нефти из горизонтальной скважины
METHOD OF PRODUCING BITUMINOUS OIL FROM A HORIZONTAL WELL

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, к термическим способам добычи высоковязкой нефти или битума из одиночной горизонтальной скважины.
Известен способ разработки нефтяного месторождения (Патент RU № 2350747, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.07.2012 в Бюл. № 20), включающий бурение этажной горизонтальной скважины с размещением двух горизонтальных стволов в одной вертикальной плоскости и вытеснение вязкой нефти или битума путем закачки теплоносителя, при этом уточняют распространение продуктивных толщин пласта по площади залежи, горизонтальные стволы размещают в интервале наиболее проницаемого прослоя не менее чем на 6 м выше подошвы пласта вязкой нефти или битума или водобитумного контакта и с расстоянием между забоями этих стволов, не превышающим 5 м, окна зарезки горизонтальных стволов располагают в нефтенасыщенном пласте на расстоянии 8-10 м друг от друга, бурят горизонтальные стволы по восходящей траектории и размещают их по направлению к купольной части залежи, причем забой каждого ствола располагают выше окна зарезки, спускают две насосно-компрессорные трубы с центраторами, закачку теплоносителя осуществляют циклически или постоянно через верхний горизонтальный ствол с поддержанием на его забое давления, близкого к гидростатическому, при этом отбор вязкой нефти или битума осуществляют постоянно через нижний горизонтальный ствол.
Недостатками данного способа являются высокая стоимость и сложность 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.
Известен способ теплового вытеснения нефти из горизонтальной скважины (Патент РФ № 2067168, МПК 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.
Наиболее близким по совокупности признаков является способ добычи высоковязкой нефти методом одновременной закачки пара и отбора жидкости из одиночной горизонтальной скважины (Патент RU № 2456441, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.07.2012 в Бюл. № 20), включающий 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, причем 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.
Недостатками данного способа являются большое снижение давления при подводе продукции пласта через хвостовик на вход насоса, что приводит к снижению эффективности работы насоса, большие потери тепла при закачке пара по технической колоне, взаимодействующей с межтрубным пространством и обсадной колонной, а через неё с вскрытой стволом скважины породой.
Техническими задачами предполагаемого изобретения являются снижение потерь давления на входе насоса и тепла за счет соответственно размещения насоса в непосредственной близости от участка добычи горизонтальной скважины и закачку пара по технической колонне труб, расположенной внутри колонны НКТ.
Технические задачи решаются способом добычи битуминозной нефти из 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 насосом и приводом, установку пакера между перфорированными участками, спуск технической колонны, закачку пара в пласт через техническую колону в начальную часть и отбор жидкости насосом с приводом из пласта через оконечную часть горизонтального ствола.
Новым является то, что вход насоса располагают в оконечной части горизонтального ствола после спуска колонны НКТ, техническую колонну располагают внутри колоны НКТ и радиальными каналами сообщают для закачки пара с начальной частью горизонтального ствола.
Новым также является то, что в виде привода насоса устанавливают паровую турбину, а техническую колонну соединяют с входом привода, выход которого радиальными каналами сообщают для закачки пара с начальной частью горизонтального ствола.
На фиг. 1 изображена схема реализации способа.
На фиг. 2 изображён разрез А-А см. фиг. 1.
Способ реализуется следующим образом
Способ добычи битуминозной нефти из горизонтальной скважины включает установку обсадной колонны 1 (фиг. 1), цементирование затрубного пространства (не показано) выше горизонтального участка 2, в котором выполнена перфорация в оконечной части 3 отверстиями 4 и начальной части 5 отверстиями 6 горизонтального участка 2, спуск колонны насосно-компрессорных труб – НКТ 7 с насосом 8 и приводом 9, установку пакера 10 между перфорированными частями 3 и 5, спуск технической колонны 11, закачку пара в пласт через техническую колону 11 в начальную часть 5 и отбор жидкости насосом 8 с приводом 9 из пласта 12 через оконечную часть 3 горизонтального участка 2. Вход 13 насоса 8 располагают в оконечной части 3 горизонтального участка 2 после спуска колонны НКТ 7. Техническую колонну 11 располагают внутри колоны НКТ 7 и радиальными каналами 14 (фиг. 2) сообщают для закачки пара с начальной частью 5 горизонтального участка 2 (фиг. 1). В виде привода 9 насоса 8 могут устанавливать паровую турбину, а техническую колонну 11 соединяют с входом 15 привода 9, выход 16 которого радиальными каналами 14 (фиг. 2) сообщают для закачки пара с начальной частью 5 (фиг. 1) горизонтального участка 2. Отверстия 4 и 6 могут выполнять при помощи перфоратора (не показан) или при спуске хвостовика с готовыми отверстиями 4 и 6 в соответствующих частях 3 и 5. Технические и/или технологические элементы не влияющие на работоспособность способа не показаны или показаны на фигурах условно.
Пример конкретного выполнения
С поверхности построили скважину с осадной колонной 1 (фиг. 1) и горизонтальным участком 2, располагаемым в продуктивном пласте 12. Уточнили коллекторские и тепловые свойства вскрытого пласта 12. Участок разработки продуктивного пласта 12, на котором была проведена заявляемая технология, имеет геометрические размеры 400×100×15 м. Средняя толщина пласта 12 равна 15 м. Цементирование обсадной колонны 1 произвели до горизонтального участка 2, в котором выполнена перфорация в оконечной части 3 отверстиями 4 и начальной части 5 отверстиями 6 горизонтального участка 2, для чего спущен хвостовик с готовыми отверстиями 4 и 6 в соответствующих частях 3 и 5. Произвели спуск колонны НКТ 7 с пакером 10, насосом 8 («РСМ Vulcain™») и приводом 9. Установили пакер 10 между перфорированными частями 3 и 5, а вход 13 насоса 8 расположили в оконечной части 3 за пакером 10. Спустили техническую колонну 11 до сообщения с радиальными каналами 14 (фиг. 2), сообщенными с пространством начальной части 5 (фиг. 1) горизонтального участка 2 снаружи колонны НКТ 7. Использовали в качестве привода 9 паровую турбину, через которую техническая колонна 11 сообщается с радиальными каналами 14 (фиг. 2). Привод 9 (фиг. 1) своим входом 15 сообщен с колонной 11, а выходом 16 – с радиальными каналами 14 (фиг. 2).
Для закачки в пласт 12 (фиг. 1) через соответствующие отверстия 4 и 6 по колонне НКТ 7, в оконечную часть 3 через штанговый винтовой насос 8 закачали 1000 т пара, по пространству между обсадной колонной 1 и колонной НКТ начальную часть 5 закачали 1300 т пара. После получения прогретой зоны 17 с температурой как минимум 90°С закачку через колонну НКТ 7 прекратили. Запустили насос 8 при помощи привода 9 и начали отбор продукции пласта 12 оконечной части 3 горизонтального участка 2. Для этого нагнетают пар по технической колонне 11, который проходит через привод 9, радиальные отверстия 14 (фиг. 2) и далее снаружи колонны НКТ 7 (фиг. 1) через начальную часть 5 с отверстиями в пласт 12, поддерживая температуру в прогретой зоне 17.
Для базы сравнения был принят вариант закачки пара с использованием одиночной горизонтальной скважины с длиной горизонтального ствола 419 м, работающей по технологии наиболее близкого аналога. Результаты показали, что эффективность предлагаемого способа добычи битуминозной нефти за счет снижения потерь энергии и тепла выше: максимально достигаемый коэффициент нефтеотдачи больше на 5%, максимальный дебит нефти составил 7 т/сут против 1,5 т/сут.
Предлагаемый способ добычи битуминозной нефти из горизонтальной скважины позволяет снизить потери давления на входе насоса и тепла за счет соответственно размещения насоса в непосредственной близости от участка добычи горизонтальной скважины и закачку пара по технической колонне труб, расположенной внутри колонны НКТ.