Паронагнетательная скважина
STEAM INJECTION WELL

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области разработки нефтяного месторождения, а именно к устройствам для разработки месторождений вязкой нефти или битума при паротепловом воздействии на пласт через нагнетательные горизонтальные стволы.
Известно устройство, реализуемое в способе теплового вытеснения из горизонтальной скважины, включающее в себя зацементированную до горизонтального ствола обсадную колонну с перфорацией по кольцевым образующим в оконечной части и вначале горизонтального участка непосредственно за зацементированным затрубным пространством, технологическую колонну, размещенную внутри обсадной колонны, и пакер, герметизирующий межтрубное пространство перед кольцевой образующей перфорации в оконечной части. Патент RU №2067168, Е21В 43/24, опубл. 27.09.1996. Недостатками данного устройства является низкая эффективность прогревания продуктивного пласта, связанная с тем, что при одновременной закачке теплоносителя и отборе продукции из горизонтальной скважины большая часть тепловой энергии от закачиваемого теплоносителя передается в отбираемую продукцию, поднимаемую насосом на поверхность.
Известно устройство, описанное в способе разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием закачки теплоносителя в скважину, включающее нагнетательную скважину, оборудованную фильтрами, внутри которых размещают хвостовик, снабженный отверстиями, разбивающими фильтр на зоны нагревания теплоносителем, при этом расстояние между отверстиями на всем протяжении хвостовика подбирают опытным путем.
Патент РФ №2418159, МПК 8 Е21В 43/24, опубл. 10.05.2011 г. Недостатком способа является то, что при разработке месторождений с высоковязкой нефтью, трудно обеспечить расположение отверстий хвостовика в определенных местах пласта, что повышает затраты и снижает эффективность способа.
Задачей изобретения является создание устройства, позволяющего повысить эффективность прогревания пласта за счет увеличения площади охвата прогревом при закачке теплоносителя и увеличить отбор высоковязкой нефти из пластов с низким пластовым давлением.
Данная задача решается за счет того что в паронагнетательной скважине оборудованной фильтрующими элементами с расположенным внутри хвостовиком, разбитым на участки, снабженным перфорационными отверстиями на каждом участке, фильтрующие элементы надетые на участки хвостовика с перфорационными отверстиями выполнены щелевыми в виде цилиндрической спирали из высокоточного профиля V-образной формы, создающими жесткий экран с кольцевыми щелями размером от 50 до 1000 мкм и с допуском на ширину щели до 15 мкм, перфорационные отверстия выполнены с коническими зенковками, позволяющими расширить зону воздействия пара на щелевую решетку фильтрующих элементов, а для обеспечения одинакового количества теплоты пара, выделяемого на каждом участке хвостовика, создающего условия для равномерного прогрева нефтесодержащего пласта на протяжении всей области расположения добывающей скважины, количество перфорационных отверстий увеличено на каждом участке по мере удаления от устья скважины. Изобретение поясняется чертежами.
Фиг. 1 - схема разработки месторождения тяжелой нефти или битума при горизонтальном расположении паронагнетательной и добывающей скважин.
Фиг. 2 - хвостовик паронагнетательной скважины
Фиг. 3 - участок хвостовика паронагнетательной скважины
Фиг. 4 - отверстия перфорации хвостовика с коническими зенковками.
Паронагнетательная скважина 1 с горизонтальным участком 2 расположена над добывающей скважиной 3 с горизонтальным участком 4 в продуктивном пласте 5 с тяжелой нефтью или битумом. Горизонтальный участок 2 паронагнетательной скважины 1 оборудован щелевыми фильтрующими элементами 6, выполненными в виде цилиндрической спирали 7 из высокоточного профиля V-образной формы, создающими жесткий экран с кольцевыми щелями размером от 50 до 1000 мкм и с допуском на ширину щели до 15 мкм, внутри которых размещен хвостовик 8, разбитый на участки, снабженные перфорационными отверстиями 9. Количество теплоты пара Q, выходящего из перфорационных отверстий хвостовика на каждом участке N, одинаково.
общ
1
2
3
N
Q/N=Q=Q=Q=…=Q, где
общ
Q общее количество теплоты пара в паронагнетательной скважине;
N - количество участков хвостовика;
1
2
3
N
Q, Q, Q, … Q - количество теплоты пара в паронагнетательной скважине выделяющееся из хвостовика на каждом участке.
Для обеспечения одинакового количества теплоты пара, выделяемого на каждом участке хвостовика 8, создающего условия для равномерного прогрева нефтесодержащего пласта на протяжении всей области расположения добывающей скважины, количество перфорационных отверстий увеличено на каждом участке по мере удаления от устья скважины (рис. 2)
Наличие щелевых фильтрующих элементов 6, надетых на участки хвостовика 8 с перфорационными отверстиями 9, создает более равномерное распределение пара по всей длине паронагнетательной скважины 1.
Для уменьшения неблагоприятного воздействия на щелевую решетку фильтрующих элементов 6 температуры, давления и скорости выходящего из перфорационных отверстий 9 пара и для равномерного распределения пара по длине хвостовика 8 в них выполнены конические зенковки 10, позволяющие расширить зону воздействия пара на щелевую решетку фильтрующих элементов 6. Устройство работает следующим образом. Дебит скважины зависит от геологических, технологических и технических факторов, без учета которых не может быть определена оптимальная конструкция паронагнетательной и добывающей скважин. В зависимости от проницаемости продуктивного пласта 5 подбирают давление нагнетания, определяют объем нагнетаемого пара, который подается во внутренний пространство хвостовика 8 и равномерно распределяется по его длине, через перфорационные отверстия 9 с выполненными коническими зенковками 10, позволяющими расширить зону прогрева, и щелевые фильтрующие элементы 6 попадает в продуктивный пласт 5, 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 щелевые фильтрующими элементы добывающей скважины (на фиг. не обозначены) попадает в горизонтальный участок 4 добывающей скважины 2.
Таким образом, предлагаемый способ позволяет увеличить эффективность паротеплового воздействия на пласт, сохранить высокий дебит нефти в реальных условиях неоднородного пласта, а также обеспечить высокий охват пласта паротепловым воздействием, что приводит к повышению нефтеотдачи продуктивного пласта.