СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ ИЛИ БИТУМА С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ДВУХУСТЬЕВЫХ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН
METHOD FOR DEVELOPMENT OF DEPOSIT OF HEAVY OIL OR BITUMEN WITH IMPLEMENTATION OF DOUBLE WELL HEAD HORIZONTAL WELLS

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке тяжелой нефти или битума.
Известен способ добычи вязкой нефти при тепловом воздействии на пласт (Патент RU №2211318, МПК 7 E21B 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 и цементаж обсадной колонны по всей длине, перфорирование обсадной колонны в горизонтальном участке, установку внутри обсадной колонны насосно-компрессорных труб с центраторами, подачу теплоносителя по колонне насосно-компрессорных труб с входного и выходного участков, отбор разжиженной нефти по выходному участку при продолжении закачки теплоносителя по входному участку.
Недостатком известного способа является недостаточная эффективность нефтеизвлечения, так как при закачке пара и одновременном отборе нефти из скважины происходят прорывы пара, а также охлаждение пара и конденсация в виде воды в нижних, горизонтальных участках скважины.
Известен способ разработки неоднородной нефтебитумной залежи (Патент RU №2287678, E21B 43/24, 33/13, опубл. в бюл. №32 от 20.11.2006), включающий строительство добывающей двухустьевой горизонтальной скважины и отбор продукции, притом что выше добывающей двухустьевой горизонтальной скважины, 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 применения, осуществление его возможно только при наличии рядом расположенных пар двухустьевых нагнетательных и добывающих скважин.
Наиболее близким техническим решением является способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин (Патент RU №2340768, МПК 8 E21B 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, отличающийся тем, что 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 и материальные затраты на осуществление способа, связанные с тем, что термодатчики на кабеле размещены по всей длине стволов двухустьевых скважин;
- во-вторых, в процессе осуществления способа необходим постоянный контроль за температурным режимом в паровой камере, так как о прорыве теплоносителя в горизонтальный участок добывающей скважины судят по показаниям термодатчиков, на основе которых строят термограммы паровой камеры, производят их анализ, на основании которого изменяют направление фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции.
Задачами изобретения являются сокращение финансовых и материальных затрат на осуществление способа с возможностью термогазохимического воздействия на нефтяной пласт в интервале горизонтального участка.
Поставленная техническая задача решается способом разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин, включающим строительство двухустьевых верхней нагнетательной и нижней добывающей скважин с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, закачку парогазогенератора (продукты сгорания жидкого топлива с присутствием водяного пара) через нагнетательную скважину с прогревом пласта и отбор продукции через щелевой фильтр добывающей скважины.
Новым является то, что в качестве теплоносителя используется перегретый пар, смешанный с продуктами сгорания горючего топлива, который закачивают через одно из устьев нагнетательной колонны, при этом осуществляют отбор сконденсировавшейся на внутренней поверхности нагнетательной колонны влаги через другое устье.
Новым является также то, что при снижении суммарного отбора продукции пласта более чем в два раза, за период не более трех месяцев, одно из устьев добывающей скважины герметизируют, а через другое устье закачивают нефтесилорную эмульсию в объеме, превышающем не менее чем в два раза объем горизонтального ствола добывающей колонны, после технологической выдержки закачку теплоносителя и отбор продукции осуществляют в обычном режиме.
На чертеже схематично представлен предлагаемый способ.
По мере ухудшения коллекторских свойств призабойной зоны и (или) засорения фильтра с левой стороны добывающая скважина до горизонтального участка герметизируется, например устанавливается пакер, а с правой стороны добывающей скважины через щелевой фильтр закачивается нефтесилорная эмульсия, которая очищает изнутри щели фильтра, сцепляет песок и прочие механические примеси за фильтром в призабойной зоне, присутствующая в нефтесилорной эмульсии нефть создает в однородной среде поровые каналы, тем самым улучшает коллекторские свойства пласта в призабойной зоне. Предложенный способ осуществляется следующим образом.
Сначала производят строительство верхней двухустьевой нагнетательной скважины 1 и нижней двухустьевой добывающей скважины 2 с горизонтальными участками 3 и 4 соответственно, расположенными друг над другом и вскрывающими продуктивный пласт 5 с тяжелой нефтью или битумом. При строительстве двухустьевой нагнетательной скважины 1 ее горизонтальный участок 3 выполняют в виде перфорированной обсадной колонны 6.
При строительстве двухустьевой добывающей скважины 2 на поверхности ее обвязывают с парогазогенераторной установкой 15, а горизонтальный участок скважины 4 оборудуют секциями скважинных щелевых фильтров 7.
Скважинный щелевой фильтр 7, например в 168 мм, представляет собой цилиндрическую конструкцию, изготовленную из профилированных проволочных элементов. Проволочные элементы треугольного сечения в точках соприкосновения расположены по всей длине зоны перфорации трубы. Основу скважинного щелевого фильтра 7 составляют фильтроэлементы 8, выполненные из высокоточной V-образной конструкции, выполненной из нержавеющей стали марок AISI 304, AISI 316, чтобы исключить любую вероятность возникновения коррозии в фильтре.
Степень фильтрации определяется опытным путем, поэтому размер щели фильтроэлемента 8 составляет 0,15 мм. Размер щели фильтроэлемента 8 позволяет проникать нефтяному флюиду, не ухудшая работу скважинного оборудования. Количество фильтроэлементов 8 фильтра 7 зависит от длины горизонтального участка 4 двухустьевой добывающей скважины.
Далее двухустьевую нагнетательную скважину 1 снабжают колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) 9 с пакерами 10 и 10' и горизонтальным перфорированным участком 11.
Двухустьевая нагнетательная скважина 1 используется для закачки теплоносителя в продуктивный пласт 5, а двухустьевая добывающая скважина 2 используется для добычи тяжелой нефти или битума из продуктивного пласта 5.
В двухустьевую добывающую скважину 2 с каждой из сторон спускают соответственно колонну НКТ 12 и 12' с пакером 13 и 13' погружным насосом 14 и 14' на конце. Погружные насосы 14 и 14', например, могут быть винтовыми.
Далее начинают осуществлять закачку теплоносителя (продукты сгорания горючего топлива и перегретый пар) от парогазогенератора 15 в продуктивный пласт 5 по колонне НКТ 9 через его горизонтальный перфорированный участок 11 и горизонтальный участок 3 двухустьевой нагнетательной скважины 1, выполненный в виде перфорированной обсадной колонны 6.
В зависимости от проницаемости продуктивного пласта 5 подбирают давление нагнетания и в зависимости от эффективной нефтенасыщенной толщины продуктивного пласта 5 определяют объем нагнетаемого теплоносителя, при этом происходит прогревание продуктивного пласта 5 с созданием паровой камеры (на чертеже не показана).
Отбор разогретой тяжелой нефти или битума осуществляют с помощью погружных насосов 14 и 14', причем разогретая тяжелая нефть или битум из продуктивного пласта 5 попадает в щелевой фильтр 7 горизонтального участка 4 двухустьевой добывающей скважины 2. Разогретая тяжелая нефть или битум, попав в щелевой фильтр 7, протекает между витками фильтроэлемента 8 и через перфорированную трубу меньшего диаметра попадает сначала внутрь фильтра 7 горизонтального участка 4 двухустьевой добывающей скважины 2 и далее на прием погружных насосов 14 и 14', которые перекачивают тяжелую нефть или битум на дневную поверхность.
По мере ухудшения коллекторских свойств призабойной зоны и (или) засорения фильтра с левой стороны добывающей скважины до горизонтального участка спускается и устанавливается пакер 13, а с правовой стороны добывающей скважины по НКТ через щелевой фильтр 7 закачивается нефтесилорная эмульсия 14 и полуторным объемом перепродавливается в пласт 5 пластовой водой или нефтью.
Перепродавливаемая нефтесилорная эмульсия 14 очищает изнутри щели фильтра 7, сцепляет песок и прочие механические примеси за фильтром 7 в призабойной зоне. Присутствующая в составе нефтесилорной эмульсии нефть создает поровые каналы в однородном нефтеносном пласте, тем самым улучшает коллекторские свойства пласта в призабойной зоне.
После обработки и технологической выдержки нефтеносного пласта 5, добыча осуществляется в обычном режиме.
Предлагаемый способ позволяет продлить межремонтный период погружного насоса, что позволяет повысить надежность работы устройства.