СПОСОБ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ ИЛИ БИТУМА С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ДВУХУСТЬЕВЫХ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН
METHOD AND DEVICE FOR DEVELOPMENT OF HEAVY OIL OR BITUMEN DEPOSIT BY USING TWO-HEAD HORIZONTAL WELLS

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения высоковязкой и битумной нефти.
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, отличающийся тем, что 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, 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).
А также устройство для осуществления данного способа, включающее двухустьевые верхнюю нагнетательную и нижнюю добывающую скважины с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, причем нагнетательная скважина на устье оборудована парогенератором, а добывающая - снабжена погружным насосом, при этом обе скважины по всей длине снабжены кабелем с термодатчиками.
Недостатками данного способа и устройства, с помощью которого осуществляется данный способ, являются:
- во-первых, низкая надежность устройства, с помощью которого осуществляется предложенный способ, так как насосы не имеют фильтров, и в случае прорыва теплоносителя песок, шлам и т.п. попадают в насос, что ведет к быстрой поломке насоса;
- во-вторых, большие финансовые и материальные затраты на осуществление способа, связанные с тем, что термодатчики на кабеле размещены по всей длине стволов двухустьевых скважин;
- в-третьих, 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.
Задачей изобретения является сокращение финансовых и материальных затрат на осуществление способа с возможностью автоматического отключения определенного интервала горизонтального участка при прорыве в него теплоносителя, а также повышение надежности работы устройства, с помощью которого осуществляется предложенный способ.
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 теплоносителя через нагнетательную скважину с прогревом пласта созданием паровой камеры и отбор продукции через добывающую скважину с уменьшением отбора в зонах наличия температурных пиков, осуществляя равномерный прогрев паровой камеры.
Новым является то, что при строительстве скважин горизонтальный участок добывающей скважины оборудуют секциями фильтров с уменьшаемой по секциям пропускной способностью в зависимости от прорыва теплоносителя.
Также поставленная задача решается устройством для осуществления предложенного способа, включающим двухустьевые верхнюю нагнетательную и нижнюю добывающую скважины с горизонтальными участками, расположенными друг над другом.
Новым является то, что горизонтальный участок добывающей скважины оборудован фильтром, выполненным в виде трубы установленной внутри вскрытого участка обсадной трубы с зазором, который разбит на секции герметичными кольцевыми вставками, причем зазоры в секциях заполнены водонабухающими гранулами.
На фиг.1 схематично представлены предлагаемый способ и устройство для его осуществления.
На фиг.2 схематично изображена секция фильтра.
Предложенный способ осуществляется следующим образом.
Сначала производят строительство верхней двухустьевой нагнетательной скважины 1 (см. фиг.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 ее горизонтальный участок 4 оборудуют секциями фильтров 7 (см. фиг.1 и 2).
Фильтр 7 выполнен в виде трубы, например, диаметром 140 мм, установленной внутри вскрытого участка обсадной колонны 6, например, выполненной в виде перфорированной трубы диаметром 168 мм с зазором.
Зазор между этими трубами разделен герметично кольцевыми вставками 8 (см. фиг.1 и 2) на секции S длиной, например, 1 метр и заполнен водонабухающим материалом в гранулах. Количество фильтров 7 зависит от длины горизонтального участка 4 двухустьевой добывающей скважины. Фильтр 7 изготавливают на базе производственного обслуживания.
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 (например, перегретого пара) от парогенератора (на фиг.1, 2 не показано) 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 пара, при этом происходит прогревание продуктивного пласта 5 с созданием паровой камеры.
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 фильтр 7 горизонтального участка 4 двухустьевой добывающей скважины 2.
Разогретая тяжелая нефть или битум, попав в фильтр 7, протекает между водонабухающими гранулами (см. фиг.1 и 2) и попадает сначала внутрь 15 фильтра 7 горизонтального участка 4 двухустьевой добывающей скважины 2, и далее поступает на прием погружных насосов 14 и 14', которые перекачивают тяжелую нефть или битум на дневную поверхность.
В случае, если в фильтр 7 прорвался теплоноситель, то водонабухающие гранулы, находящиеся в зазоре фильтра 7, реагируют на это благодаря тому, что обладают гидрофильными свойствами, при этом гранулы расширяются и уменьшают пропускную способность фильтра 7, только в тех секциях - S, где прорвался теплоноситель. В зависимости от температуры прорвавшегося в фильтр 7 теплоносителя его пропускная способность изменяется, чем выше температура прорвавшегося в фильтр 7 теплоносителя, тем меньше его пропускная способность, вплоть до прекращения поступления жидкости внутрь горизонтального участка 4 двухустьевой добывающей скважины 2.
Устройство для осуществления предложенного способа включает верхнюю двухустьевую нагнетательную 1 и нижнюю двухустьевую добывающую скважины 2 с горизонтальными участками 3 и 4 соответственно, расположенными друг над другом и вскрывшими продуктивный пласт 5. Нагнетательная скважина 1 на устье оборудована парогенератором (на фиг.1, 2 не показано). Горизонтальный участок 3 двухустьевой нагнетательной скважины 1 выполняют в виде перфорированной обсадной колонны 6.
Горизонтальный участок 4 двухустьевой добывающей скважины 2 выполняют в виде секций фильтров 7 (см. фиг.1 и 2) с кольцевыми вставками 8.
Двухустьевую нагнетательную скважину 1 снабжают колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) 9 с пакерами 10 и 10' и горизонтальным перфорированным участком 11.
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.
Фильтр 7 выполнен в виде трубы 16, например, диаметром 140 мм и длиной 10 метров, установленной внутри вскрытого участка обсадной колонны 6, например, выполненной в виде перфорированной трубы 17 диаметром 168 мм и аналогичной длины (10 метров) с зазором.
Диаметральный зазор между этими трубами разделен герметично кольцевыми вставками 8 на секции S длиной, например, 1 метр и заполнен водонабухающим материалом в гранулах 18, имеющим возможность расширения при контакте с водой.
Устройство работает следующим образом.
Осуществляют закачку теплоносителя (например, перегретого пара) от парогенератора в продуктивный пласт 5 (см. фиг.1) в верхнюю двухустьевую нагнетательную скважину 1 по колонне НКТ 9 через его горизонтальный перфорированный участок 11 и перфорированную обсадную колонну 6 горизонтального участка 3 двухустьевой нагнетательной скважины 1.
Отбор разогретой тяжелой нефти или битума осуществляют с помощью погружных насосов 14 и 14', например, винтовых, причем разогретая тяжелая нефть или битум из продуктивного пласта 5 сначала поступает в фильтр 7 и протекает от перфорированной трубы 16 большего диаметра (см. фиг.2) между водонабухающими гранулами 18 к перфорированной трубе 17 меньшего диаметра и через перфорированную трубу 17 меньшего диаметра попадает сначала внутрь 15 фильтра 7 горизонтального участка 4 двухустьевой добывающей скважины 2, а затем на прием погружных насосов 14 и 14', которые перекачивают тяжелую нефть или битум на дневную поверхность.
Как только в фильтр 7 прорвался теплоноситель, то водонабухающие гранулы 18, находящиеся в зазоре фильтра 7, реагируют и с течением времени, расширяются и уменьшают пропускную способность фильтра 7 только в тех секциях - S, где прорвался теплоноситель.
Предложенный способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин требует меньших финансовых и материальных затрат по сравнению с прототипом, так как для осуществления данного способа не требуются дорогостоящие термодатчики и кабели, проложенные по всей длине обеих скважин. Кроме того, данный способ позволяет автоматически отключать секцию(ии) фильтра горизонтального участка двухустьевой добывающей скважины при прорыве в него теплоносителя благодаря водонабухающему материалу в гранулах, позволяющему при контакте с водой уменьшать по секциям пропускную способность фильтра и тем самым регулировать отбор продукции из скважины.
Устройство, с помощью которого осуществляется данный способ благодаря наличию фильтра с регулируемой пропускной способностью, установленного в горизонтальном участке двухустьевой добывающей скважины, позволяет продлить межремонтный период погружного насоса, что позволяет повысить надежность работы устройства.