СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
METHOD OF OIL FILED DEVELOPMENT

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области разработки нефтяного месторождения, а именно к способам разработки месторождений вязкой нефти или битума при одновременно-раздельной эксплуатации добывающих и нагнетательных горизонтальных стволов скважин при паротепловом воздействии на пласт через нагнетательные горизонтальные стволы.
Известен способ разработки нефтяных месторождений (патент RU №2070284, Е21В 43/24, 43/40, опубл. в Бюл. №34 от 10.12.1996), включающий бурение скважины сложного профиля так, что при входе в нефтяной пласт скважины бурят ступенчато, параллельно нефтяному пласту, охватывая нефтяной слой, при этом верхние и нижние ступени каждой скважины расположены в одной вертикальной плоскости, каждую скважину используют поочередно то как нагнетательную, то как добывающую, при этом нагнетание теплоносителя и отбор нефти из каждой скважины производят одновременно.
Недостатком способа является то, что при разработке месторождения с высоковязкой нефтью бурением скважин, с вертикальных стволов которых строят горизонтальные участки один над другим в пласте на небольшой глубине и мощности, из-за трудности обеспечения необходимого угла набора кривизны сложно разместить их в строго расчетных местах пласта. Это повышает риски аварий, затраты при разбуривании месторождения и снижает эффективность способа.
Известен также способ разработки нефтяного месторождения (патент RU №2350747, Е21В 43/24, опубл. в Бюл. №9 от 18.06.2007), включающий бурение этажной скважины с размещением двух горизонтальных верхнего и нижнего стволов друг над другом в пределах одного пласта с установкой в них фильтров, горизонтальные стволы используют то в качестве нагнетательных для закачки теплоносителя, то в качестве добывающих для отбора продукции пласта. 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 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.
Недостатком способа является то, что при разработке месторождений с высоковязкой нефтью, залегающих на небольших глубинах и имеющих небольшие мощности пластов, бурением скважин, с вертикальных стволов которых строят горизонтальные участки один над другим в пласте, трудно обеспечить необходимый угол набора кривизны, сложно разместить их в строго расчетных местах пласта. Это повышает риски аварий, затраты при разбуривании месторождения и снижает эффективность способа.
Задачей предлагаемого технического решения является повышение эффективности разработки нефтяного месторождения за счет снижения капитальных, эксплуатационных затрат, теплопотерь и увеличения дебита.
Поставленная задача решается описываемым способом, включающим бурение этажной скважины с размещением двух горизонтальных верхнего и нижнего стволов друг над другом в пределах одного пласта с установкой в них фильтров, горизонтальные стволы используют то в качестве нагнетательных для закачки теплоносителя, то в качестве добывающих для отбора продукции пласта.
Новым является то, что скважину до горизонтальных стволов бурят наклонной, а фильтры изготавливают из нескольких частей, соединенных неперфорированными патрубками, перед закачкой теплоносителя в каждый из горизонтальных стволов спускают на отдельных трубах проходной съемный пакер и располагают в патрубке фильтров соответствующих стволов, закачку теплоносителя производят одновременно в оба ствола, по завершении разогрева пласта нижний пакер извлекают и спускают насос, после чего нагнетание теплоносителя производят только в верхний ствол, а отбирают продукцию из нижнего ствола насосом, который поддерживает уровень гидростатического давления ниже уровня устья верхнего горизонтального ствола.
Новым является также и то, что для обеспечения равномерного прогрева пласта закачку теплоносителя производят ступенчато, закачивая теплоноситель через фильтры, соответствующие более холодным участкам пласта.
На фиг.1 приведена схема расположения наклонно горизонтальных скважин в разрезе нефтяного пласта разрабатываемого месторождения при добыче продукции.
На фиг.2 - схема подачи теплоносителя в пласт через наклонно горизонтальные скважины.
На фиг.3 - схема разбуривания горизонтальных скважин из наклонной скважины, выноска А фиг.2.
На фиг.4 - схема прогрева зоны пласта с применением пакера, выноска Б фиг.2.
На фиг.5 - схема пакера в нерабочем положении.
Способ осуществляют в следующей последовательности. Строят на разрабатываемом месторождении наклонную скважину 1 (фиг.1) до пласта 2, обсаживают обсадными трубами 3 и цементируют. Из наклонной скважины 1 бурят эксцентрично наклонно горизонтальную скважину 4 меньшего диаметра по пласту 2 для хвостовика 5 согласно проекту, спускают его с фильтрами 6, соединенными между собой неперфорированными трубами 7. Спускают в скважину 1 отклонитель 8 (фиг.3), эксцентричный выступ 9 которого входит в верхнюю часть 10 скважины 4 и самофиксируется от проворота. Отклонитель 8 спускают в скважину 1 на насосно-компрессорных трубах (НКТ) с разъединительным устройством (не показан). Затем бурят дополнительную наклонно горизонтальную скважину 11 (фиг.1, 3) меньшего диаметра для другого хвостовика 12 с фильтрами 13, соединенными между собой неперфорированными трубами 14 таким образом, чтобы эта скважина 11 была размещена над нижней скважиной 4, параллельно ей и на расчетном расстоянии. Поднимают отклонитель 8 и спускают в скважину 4 (фиг.2) колонну НКТ 15 с пакером 16, работающим от действия рабочего давления теплоносителя, на конце таким образом, чтобы пакер 16 размещался в неперфорированной трубе 7 в начале хвостовика 5. Пакер 16 содержит корпус 17 (фиг.4) с центраторами 18 и 19, между которыми размещен эластичный элемент 20, герметично прикрепленный к корпусу 17 со стороны центратора 18. В корпусе предусмотрены отверстия 21. Эластичный элемент 20 можно изготовить из силиконовой резины, которая работоспособна при рабочих температурах теплоносителя. Затем спускают вторую колонну НКТ 22 (фиг.2) с аналогичным пакером 23 в аналогичный участок верхнего хвостовика 12. Для ввода колонны НКТ 22 с пакером 23 в хвостовик 12 можно использовать специальное направляющее устройство (не показано). На поверхности колонны НКТ 15 и 22 через устьевую арматуру обвязывают с паропроводом (не показаны).
Для отбора продукции пласта 2 применяют технологию парогравитационного дренирования с закачкой перегретого пара с температурой порядка 250°С. Сущность технологии заключается в том, что пласт нагревают перегретым паром для снижения вязкости продукции и приведения ее в текучее состояние. На первом этапе эксплуатации пар расчетное время подают по колоннам НКТ 15 и 22 для прогрева зоны пласта 2 вокруг хвостовиков 5 и 12. При этом эластичные элементы 20 пакеров 16 и 23 раздуваются от действия давления подаваемого пара и герметизируют затрубные пространства скважин 5 и 11. Для приведения пакеров в рабочее состояние можно применить известные методы, например штуцирование (не показано). Во время термокапиллярной пропитки пласта 2 поднимают нижнюю колонну НКТ 15 с пакером 16 на поверхность и в скважину 4 спускают насос 24 (фиг.1). Затем через колонну НКТ 22 в скважину 11 качают пар, а насосом 24 ведут отбор продукции. При этом под действиями высокой температуры и давления пара продукция пласта перемещается не только вниз к нижней скважине 4, но и вдоль неперфорированных труб 14 (фиг.4) и через фильтр 13 попадает внутрь скважины 11, и далее через ее устье - в скважину 4. Насосом 24 ведут отбор продукции, удерживая динамический уровень в скважине ниже устья скважины 4. В дальнейшем, периодически перемещая верхнюю колонну НКТ 22 с пакером 23 по скважине 4, осуществляют оптимальный более равномерный нагрев пласта 2 и отбор продукции. Контроль температуры на участках пласта осуществляют, например, датчиками (не показаны).
Технико-экономическое преимущество предлагаемого способа разработки нефтяного месторождения заключается в следующем. При бурении горизонтальных стволов по пласту из наклонной скважины появляется возможность более точного набора необходимого угла кривизны и размещения их в расчетных зонах пласта, обеспечивая эффективность принятой технологии. Применение проходных съемных пакеров, работающих от давления закачиваемого в пласт теплоносителя и предохраняющих затрубные пространства горизонтальных стволов и скважин от действий давления и температуры, позволяет рационально использовать теплоноситель. При откачке продукции насосом из нижнего ствола, поддерживая динамический уровень жидкости в скважине ниже устья верхнего ствола, часть ее продукции притекает в скважину, увеличивая общий дебит.