Способ разработки залежей вязких нефтей и битумов

Использование: изобретение относится к области разработки месторождений углеводородов двухустьевыми горизонтальными скважинами и может быть использовано для добычи высоковязких нефтей и битума. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет непрерывного вытеснения нефти в замкнутом гидравлическом канале. Сущность изобретения: способ включает бурение двухустьевой горизонтальной скважины, крепление ее эксплуатационной колонной, протаскиваемой с одного устья по стволу к другому совместно с пакерами для установки последних в кровле продуктивного пласта, подъем и подачу нефти в выкидную линию на одном из устьев скважины. Устьевые участки эксплуатационной колонны соединяют между собой наземным участком в виде дугообразного трубопровода с идентичным внутренним диаметром с образованием замкнутого канала, упомянутый наземный участок которого закрепляют на опорной раме приводного узла. Для этого в эксплуатационной колонне размещают дополнительную колонну, выполняющую функцию насосно-компрессорной трубы - НКТ в подземной части и имеющую перфорационные каналы для сообщения с продуктивным пластом. В полости дополнительной колонны на равноудаленных расстояниях друг от друга устанавливают систему цилиндрических элементов, соединенных между собой посредством силовых тяг с формированием замкнутой тяговой системы. Участки подземной части НКТ от устьев скважины до границ перфорационного участка эксплуатационной колонны совместно с упомянутыми цилиндрическими элементами образуют поршневые насосные пары. В процессе эксплуатации осуществляют принудительное перемещение системы цилиндрических элементов с помощью приводного узла с непрерывным последовательным вытеснением нефти из НКТ посредством упомянутых выше поршневых насосных пар. 4 з.п. ф-лы, 3 ил.

 

Изобретение относится к области разработки месторождений углеводородов двухустьевыми горизонтальными скважинами и может быть использовано для добычи высоковязких нефтей и битума.

Известен способ добычи высоковязких нефтей с использованием глубинных насосов, в которых поршень перемещает перед собой столб жидкости на всю длину цилиндра (Л.В.Габриелов и др. Специальные глубинные насосы для добычи высоковязких нефтей. Сборник докладов международной конференции “Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей”, Краснодар, 1999, с.78).

Недостатком известного способа являются осложнения, вызванные действием гидродинамических сил трения при движении штанги в жидкости и жидкости в трубах, а также через нагнетательный и всасывающий клапаны. При откачке нефти с вязкостью более 0,5 Па· с штанга зависает в жидкости во время хода вниз, что ослабляет канатную подвеску и вызывает удары во всех звеньях насосной установки.

Известен способ разработки месторождений углеводородов, предусматривающий сооружение двухустьевой горизонтальной скважины, бурение горизонтального ствола скважины, крепление его эксплуатационной колонной, протаскиваемой с одного устья по стволу к другому совместно с пакерами для установки последних в кровле продуктивного пласта с последующим подъемом нефти и подачей ее в выкидную линию на одном из устьев скважины (патент RU №2159317, Е 21 В 7/04, 43/20, 1999).

Указанный способ обеспечивает повышение добычи углеводородов за счет увеличения проходного сечения эксплуатационной колонны, как минимум, в два раза. Однако способ обладает низкой эффективностью подъема вязких нефтей или битумов, так как характеризуется дискретным режимом подъема продукции, что связано с использованием естественной энергии пласта.

Из известных способов наиболее близким к предлагаемому является способ разработки залежей вязких нефтей и битумов, включающий бурение горизонтального ствола скважины, крепление его эксплуатационной колонной, перфорацию участка эксплуатационной колонны в зоне продуктивного пласта и последующий подъем и подачу нефти в выкидную линию (см. патент РФ №2085715, Е 21 В 43/24, 1997).

Недостатком известного способа является технологическая сложность его реализации, связанная с использованием установки тока высокой частоты для прогрева пласта, и схемы управления реверсом ЭЦН двухстороннего действия.

В основу настоящего изобретения положена задача создания способа разработки залежей вязких нефтей и битумов, обеспечивающего повышение эффективности разработки за счет реализации процесса непрерывного глубинного насосного вытеснения нефти в равнопроходном замкнутом гидравлическом канале.

Поставленная задача достигается тем, что в способе разработки залежей вязких нефтей и битумов, включающем бурение двухустьевой горизонтальной скважины, крепление ее эксплуатационной колонной, протаскиваемой с одного устья скважины по ее стволу к другому устью совместно с пакерами для установки последних в кровле продуктивного пласта, подъем и подачу нефти в выкидную линию на одном из устьев скважины, устьевые участки эксплуатационной колонны соединяют между собой наземным участком в виде дугообразного трубопровода с идентичным внутренним диаметром с образованием замкнутого канала, упомянутый наземный участок которого закрепляют на опорной раме приводного узла, после чего в эксплуатационной колонне размещают дополнительную колонну, выполняющую функцию насосно-компрессорной трубы - НКТ в подземной части и имеющую перфорационные каналы для сообщения с продуктивным пластом, в полости дополнительной колонны на равноудаленных расстояниях друг от друга устанавливают систему цилиндрических элементов, соединенных между собой посредством силовых тяг с формированием замкнутой тяговой системы, при этом участки подземной части НКТ от устьев скважины до границ перфорационного участка эксплуатационной колонны совместно с упомянутыми цилиндрическими элементами образуют поршневые насосные пары, причем в процессе эксплуатации осуществляют принудительное перемещение системы цилиндрических элементов с помощью приводного узла с непрерывным последовательным вытеснением нефти из НКТ посредством упомянутых выше поршневых насосных пар.

В предпочтительных вариантах:

- длину силовой тяги между соседними цилиндрическими элементами устанавливают равной или меньше длины участка НКТ от кровли пласта до устья скважины;

- в процессе эксплуатации скважины при подаче растворителя и/или теплоносителя через устье, противоположное выкидному, изменяют направление движения тяговой системы;

- на эксплуатационной колонне в зоне продуктивного пласта устанавливают, по крайней мере, один заколонный пакер, а примыкающий к нему участок НКТ совместно с цилиндрическими элементами образует, по крайней мере, одну поршневую насосную пару;

- после прекращения эксплуатации подземные участки колонн разрезают на две части и извлекают их через устья скважины, после чего устанавливают цементные мосты для предупреждения техногенных последствий разработки.

Сущность изобретения поясняется чертежами, где на фиг.1 показана схема сооружения и эксплуатации скважины предлагаемым способом; на фиг.2 и 3 приведены схематические иллюстрации конкретного примера реализации способа с моделированием условий глубинно-насосного вытеснения нефти предлагаемым способом.

На фиг.1 приняты следующие обозначения: продуктивный пласт высоковязкой нефти и/или битума 1, кондукторы 2, подземная 3 и наземная 4 части эксплуатационной 5 и внутренней дополнительной колонны 6, участок перфорации эксплуатационной колонны 7, система цилиндрических элементов 8, соединенных посредством тяг 9, пакеры 10 в кровле продуктивного пласта 1, опорная рама приводного узла 11, выкидная линия 12, блок сбора нефтепродуктов 13, линия подачи растворителя или теплоносителя 14, центраторы 15, заколонные пакеры 16, участки НКТ 17 и 18, образующие с цилиндрическими элементами 8 насосные поршневые пары.

Способ разработки залежей вязких нефтей и/или битумов осуществляют следующим образом.

На пласт высоковязкой нефти и/или битума 1 из кондукторов 2 бурят двухустьевую горизонтальную скважину, крепят ее эксплуатационной колонной 5, протаскиваемой с одного устья по стволу к другому совместно с пакерами 10 для установки последних в кровле продуктивного пласта 1. Подъем нефти и подачу ее осуществляют в блок сбора 13 на одном из устьев скважины. Устьевые участки эксплуатационной колонны 5 соединяют наземным участком 4 в виде дугообразного трубопровода идентичного внутреннего диаметра с образованием замкнутого канала. Упомянутый наземный участок 4 закрепляют на опорной раме приводного узла 11, а в полости замкнутого канала размещают дополнительную колонну 6, выполняющую функцию НКТ в подземной части 3 и сообщающуюся с продуктивным пластом 1 посредством перфорационных каналов, выполненных в интервале участка перфорации 7 эксплуатационной колонны 5.

В полости внутренней колонны 6 на равноудаленных расстояниях друг от друга устанавливают систему цилиндрических элементов 8, связанных между собой посредством силовой тяги 9.

Участки НКТ 17 от устьев скважины до границ интервала перфорации 7 эксплуатационной колонны и участок 18, примыкающий к заколонному пакеру 16, выполняют таким образом, чтобы совместно с цилиндрическими элементами 8 они образовывали поршневые насосные пары, то есть работали в режиме глубинного насоса. Указанные участки могут быть, например, выполнены в виде системы профилированных втулок, обеспечивающих герметичное контактирование с цилиндрическими элементами 8, выполняющими функцию поршней. Образованные таким образом насосные поршневые пары на участках НКТ 17, пересекающих кровлю продуктивного пласта 1, выполняют дополнительно функцию колонных пакеров и герметизируют подземную часть 3 от наземной части 4, препятствуя нефтеводогазопроявлениям.

В процессе эксплуатации залежи осуществляют принудительное непрерывное перемещение цилиндрических элементов 8 по образованному замкнутому каналу в выбранном направлении (по часовой стрелке в соответствии с фиг.1) посредством привода 11 и вытеснение нефтепродуктов из НКТ в блок сбора 13.

Привод 11 может быть выполнен в виде толкающего конвейера (см. А.Ф.Крайнев, Словарь-справочник по механизмам. М.: Машиностроение, 1987, с.463).

Для предотвращения касания тяг 9 стенок колонны 6 предусмотрена установка центраторов 15.

Для герметизации подземной части 3 от наземной 4 длину силовой тяги 9 между соседними цилиндрическими элементами 8 устанавливают равной или меньше длины участка НКТ от кровли пласта до устья скважины.

С целью снижения вязкости нефти или битума в пласт 1 через линию подачи 14 и второе устье скважины вводят растворитель и/или теплоноситель.

При превышении допустимой нагрузки на тяговую систему, вызванной локализацией теплового поля в зоне подачи теплоносителя, для компенсации снижения температуры окружающей среды от пластовой до поверхностной осуществляют реверс движения тяговой системы и соответственно изменение функций устьев скважины.

Для создания локальной депрессии в зоне продуктивного пласта 1 в эксплуатационной колонне 5 устанавливают, по крайней мере, один заколонный пакер 16 с образованием с примыкающим к нему участком НКТ 18 и цилиндрическими элементами 8, по крайней мере, одной поршневой насосной пары.

Для создания и регулирования депрессии в зоне продуктивного пласта 1 тяги 9, соединяющие цилиндрические элементы 8, выполнены с заданной жесткостью. На участке подъема нефти и/или битума усилия в тягах 9 возрастают, и расстояния между элементами 8 увеличиваются, т.е. увеличивается межпоршневой объем, чем и достигается рост депрессии.

После прекращения эксплуатации подземный участок 3 разрезают на две части и извлекают из устьев скважины, после чего устанавливают цементные мосты для предупреждения техногенных последствий разработки.

Таким образом, основным техническим результатом промышленного использования предложенного способа добычи высоковязкой нефти и/или битума двухустьевой горизонтальной скважиной является создание непрерывного гидравлического канала равного диаметра для активного сбора с одновременным теплохимическим разжижением высоковязкой нефти и/или битума и транспортировки на поверхность со значительным экономическим эффектом.

Реализация предлагаемого способа существенно расширит область добычи высоковязкой нефти и/или битума, ранее считавшимися неизвлекаемыми.

Ниже приведен конкретный пример реализации способа на примере Ярегского месторождения (фиг.2). Продуктивный пласт толщиной 20 м залегает на глубине Н_пл=180 м. Вязкость нефти при пластовой температуре составляет 10 Па· с., плотность - 960 кг/см³.

Для увеличения площади охвата воздействием и коэффициента нефтеотдачи протяженность субгоризонтального ствола в продуктивном пласте должна быть L_пл≥100 м. Во избежание прорыва воды во время гравитационного режима эксплуатации пласт вскрывается на глубине не ниже Δ h_пл=15 м. Для удобства эксплуатации и существенного снижения металлоемкости конструкции максимальная высота наземной рамы приводного узла 11 не должна превышать Δ h_н=10-15 м.

Рассчитаем длину подземной части 3 установки в интервале продуктивного пласта

L_пл=π /180(Δ h_пл+Δ h_н+Н_пл)× arccos(1-2Δ h_пд/(Δ h_пл+Δ h_н+Н_пл)=0,01745· 205· arccos(1-30/205)=112 м.

Длина наземной части 4 установки

L_н=π /180(Δ h_пл+Δ h_н+Н_пл)· arccos(1-2Δ h_н/(Δ h_пл+Δ h_н+Н_пл)=0,01745· 205· arccos(1-20/205)=92 м.

Зенитный угол α зарезки наклонного ствола на устье скважины

α =arcsin 0,5(H_пл+Δ h_пл-Δ h_н)=arcsin 0,5(180+15-10)=64,5° .

Рассмотрим работу глубинного насоса на примере четырехпоршневой двухцилиндровой установки (фиг.3) при следующих условиях:

1. В подземной части установки действуют только силы от веса поднимаемого столба жидкости, силы трения и сила от веса тяг (каната) и поршней;

2. Отсутствует утечка жидкости в зазорах поршневой пары;

3. Откачивается однофазная практически дегазированная жидкость;

4. Углом охвата (отношением длины поршня к радиусу искривления эксплуатационной колонны) из-за его малости пренебрегают.

Максимальная нагрузка на приводном узле 11 достигается при подъеме жидкости на полную высоту H, т.е. на 180+20=200 м. Поршень должен преодолевать давление столба жидкости Р=0,1× 0,96× 200=19,2 атм. Сила трения при движении вязкой жидкости определяется по формуле:

где Н - потеря напора;

1300 - коэффициент, учитывающий размерность;

g=9,81 м/с²;

ν - кинематическая вязкость [стокс];

Н - длина трубопровода [см];

Q - дебит скважины [м³/сут],

D_T - диаметр трубопровода [см].

Для вязкости ν =10 стокc и Q=10 м³/сут потеря напора в атмосферах составит

Н=0,1 H_тр×γ=12,7 атм.

Вес тяг с поршнем на высоте Н=200 м

G_к=(Н× q_к)+q_n=(200× 0,56)+24=136 кг,

где q_к - вес погонного метра тяги (канат (12,5 мм) в воздухе;

q_n - вес поршня в воздухе.

Растягивающая нагрузка на канат составит при дебите Q=10 м³/сут:

- от подъема столба жидкости и преодоления сил трения по трубе с D_t=10,0 см G=(19,2+12,7)π D²/4=2504 кг; от веса каната и поршня G_к=136 кг.

Всего 2504+136=2640 кг.

Разрывное усилие канатов ⊘ 12,5 мм составляет 7,4-8,8 кг в зависимости от маркировочной группы. Таким образом, запас прочности по канату К_з=2,8-3,3.

Таким образом, конструкция скважины удовлетворяет требованиям, предъявляемым к горным и строительным сооружениям, и может быть реализована известной техникой, например буровыми установками для бурения под препятствиями.

1. Способ разработки залежей вязких нефтей и битумов, включающий бурение двухустьевой горизонтальной скважины, крепление ее эксплуатационной колонной, протаскиваемой с одного устья скважины по ее стволу к другому устью совместно с пакерами для установки последних в кровле продуктивного пласта, подъем и подачу нефти в выкидную линию на одном из устьев скважины, причем устьевые участки эксплуатационной колонны соединяют между собой наземным участком в виде дугообразного трубопровода с идентичным внутренним диаметром с образованием замкнутого канала, упомянутый наземный участок которого закрепляют на опорной раме приводного узла, после чего в эксплуатационной колонне размещают дополнительную колонну, выполняющую функцию насосно-компрессорной трубы - НКТ в подземной части и имеющую перфорационные каналы для сообщения с продуктивным пластом, в полости дополнительной колонны на равноудаленных расстояниях друг от друга устанавливают систему цилиндрических элементов, соединенных между собой посредством силовых тяг с формированием замкнутой тяговой системы, при этом участки подземной части НКТ от устьев скважины до границ перфорационного участка эксплуатационной колонны совместно с упомянутыми цилиндрическими элементами образуют поршневые насосные пары, а в процессе эксплуатации осуществляют принудительное перемещение системы цилиндрических элементов с помощью приводного узла с непрерывным последовательным вытеснением нефти из НКТ посредством упомянутых выше поршневых насосных пар.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что длину силовой тяги между соседними цилиндрическими элементами устанавливают равной или меньше длины участка НКТ от кровли пласта до устья скважины.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в процессе эксплуатации скважины при подаче растворителя и/или теплоносителя через устье, противоположное выкидному, изменяют направление движения тяговой системы.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что на эксплуатационной колонне в зоне продуктивного пласта устанавливают, по крайней мере, один заколонный пакер, а примыкающий к нему участок НКТ совместно с цилиндрическими элементами образует, по крайней мере, одну поршневую насосную пару.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что после прекращения эксплуатации подземные участки колонн разрезают на две части и извлекают их через устья скважины, после чего устанавливают цементные мосты для предупреждения техногенных последствий разработки.