Способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием отбора продукции скважины

Изобретение относится к нефтяной промышленности и применяется при разработке месторождений тяжелой нефти или битума. Техническим результатом является возможность автоматического отключения интервала горизонтального участка добывающей скважины, в который прорвался теплоноситель, без постоянного контроля за температурным режимом в паровой камере. Способ включает строительство верхней нагнетательной скважины и нижней добывающей скважины с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, закачку теплоносителя через горизонтальную нагнетательную скважину с прогревом пласта, созданием паровой камеры и отбор продукции насосом через горизонтальную добывающую скважину с уменьшением отбора в зонах наличия температурных пиков, осуществляя равномерный прогрев паровой камеры. При строительстве скважин их горизонтальные участки оборудуют устанавливаемыми напротив зон продуктивного пласта фильтрами. В добывающей скважине фильтры выполнены в виде разбивающих продуктивный пласт на зоны секций, внутри которых размещают хвостовик насоса с регулируемыми в зависимости от температуры клапанами, выполненными в виде эластичных манжет, заполненных расширяемым при повышении температуры материалом, установленными снаружи хвостовика между входными отверстиями и размещенными напротив соответствующих секций фильтров с возможностью их герметичного перекрытия при повышении температуры добываемых тяжелой нефти или битума до 0,5-0,9 от температуры, при которой происходит прорыв теплоносителя в горизонтальный участок добывающей скважины из горизонтального участка нагнетательной скважины. 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения тяжелой нефти или битума.

Известен способ разработки нефтяного месторождения (патент РФ №2211318, МПК⁸ 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, МПК⁸ Е21В 43/24, опубл. в бюл. №32 от 20.11.2006), включающий строительство добывающей двухустьевой горизонтальной скважины и отбор продукции, при этом 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, так как его 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, МПК⁸ 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, при этом 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 затраты на строительство двухустьевой скважины (стоимость строительства двухустьевой скважины в три раза дороже в сравнении с одноустьевой скважиной);

- во-вторых, большие материальные затраты, 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 интервала горизонтального участка добывающей скважины, в который прорвался теплоноситель, без постоянного контроля за температурным режимом в паровой камере.

Поставленная задача решается способом разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием отбора продукции скважины, включающим строительство верхней нагнетательной скважины и нижней добывающей скважины с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, закачку теплоносителя через горизонтальную нагнетательную скважину с прогревом пласта, созданием паровой камеры и отбор продукции насосом через горизонтальную добывающую скважину с уменьшением отбора в зонах наличия температурных пиков, осуществляя равномерный прогрев паровой камеры.

Новым является то, что при строительстве скважин их горизонтальные участки оборудуют устанавливаемыми напротив зон продуктивного пласта фильтрами, причем в добывающей скважине фильтры выполнены в виде разбивающих продуктивный пласт на зоны секций, внутри которых размещают хвостовик насоса с регулируемыми в зависимости от температуры клапанами, выполненными в виде эластичных манжет, заполненных расширяемым при повышении температуры материалом, установленными снаружи хвостовика между входными отверстиями и размещенными напротив соответствующих секций фильтров с возможностью их герметичного перекрытия при повышении температуры добываемых тяжелой нефти или битума до 0,5-0,9 от температуры, при которой происходит прорыв теплоносителя в горизонтальный участок добывающей скважины из горизонтального участка нагнетательной скважины.

На чертеже схематично представлен предлагаемый способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием отбора продукции скважины.

Предложенный способ осуществляется следующим образом.

Сначала производят строительство верхней нагнетательной скважины 1 (см. чертеж) и нижней добывающей скважины 2 с горизонтальными участками 3 и 4, соответственно, расположенными друг над другом и вскрывающими продуктивный пласт 5 с тяжелой нефтью или битумом. В процессе строительства нагнетательной 1 и добывающей 2 скважин их горизонтальные участки 3 и 4, соответственно, оборудуют фильтрами 6 и 7.

В добывающей скважине 2 фильтры 7 выполнены в виде секций 7; 7'; 7''…7ⁿ., разбивающих на зоны продуктивный пласт 5.

Нагнетательная скважина 1 используется для закачки теплоносителя в продуктивный пласт 5, а добывающая скважина 2 используется для добычи тяжелой нефти или битума из продуктивного пласта 5.

Далее нагнетательную скважину 1 снабжают колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) 8, заглушенной снизу, с горизонтальным перфорированным участком 9 по длине горизонтального участка 3 и пакером 10.

В добывающую скважину 2 спускают колонну НКТ 11, причем снизу прием 12 погружного насоса 13, например электроцентробежного насоса (ЭЦН), спущенного в составе колонны НКТ 11, сообщается с хвостовиком 14. Хвостовик 14 оснащен регулируемыми в зависимости от температуры клапанами 15; 15'; 15''…15ⁿ, выполненными в виде эластичных манжет 16; 16'; 16''…16ⁿ, заполненных расширяемым при повышении температуры материалом, установленными снаружи хвостовика 14 между входными отверстиями 17; 17'; 17''…17ⁿ хвостовика 14 и размещенными напротив соответствующих секций фильтров 7; 7'; 7''…7ⁿ. Кроме того, для концентричного размещения хвостовика 14 внутри горизонтального участка 4 добывающей скважины 2 и надежной работы температурных клапанов 15; 15'; 15''…15ⁿ хвостовик 14 оснащен центраторами 18; 18'; 18''…18ⁿ.

Далее начинают осуществлять закачку теплоносителя от парогенератора (не показано) в продуктивный пласт 5 по колонне НКТ 8 через его горизонтальный перфорированный участок 9 и фильтр 6 горизонтального участка 3 нагнетательной скважины 1. 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 погружного насоса 13, например винтового, причем разогретая тяжелая нефть или битум из продуктивного пласта 5 сначала через секции 7'; 7''…7ⁿ фильтра 7 попадает внутрь горизонтального участка 4 добывающей скважины 2, где размещены температурные клапаны 15; 15'; 15''…15ⁿ, которые в зависимости от температуры жидкости перепускают через себя в хвостовик 14 и далее на прием 12 погружного насоса 13, который перекачивает разогретую тяжелую нефть или битум на дневную поверхность.

Количество температурных клапанов 15; 15'; 15''…15ⁿ, установленных в составе хвостовика 14 в горизонтальном стволе 4 добывающей скважины 2, зависит от длины горизонтального участка 4, а также из расчета один клапан на 3-10 метров длины горизонтального участка 4 в зависимости от дебита скважины.

Температурные клапана 15; 15'; 15''…15ⁿ работают благодаря расширению наружу соответствующих эластичных манжет 16; 16'; 16''…16ⁿ, заполненных расширяемым материалом, при повышении температуры в секциях 7'; 7''…7ⁿ фильтра 7. И наоборот, эластичные манжеты 16; 16'; 16''…16ⁿ, заполненные расширяемым материалом, соответствующих температурных клапанов 15; 15'; 15''…15ⁿ сжимаются внутрь при понижении температуры в секциях 7'; 7''…7ⁿ фильтра 7.

В процессе отбора разогретой тяжелой нефти или битума происходит прорыв теплоносителя в одной секции, например 7', или сразу в нескольких секциях, например 7'; 7'' фильтра 7 горизонтального участка 4 добывающей скважины 2, на что реагируют расположенные напротив эластичные манжеты 16; 16'; 16''…16ⁿ, заполненные расширяемым материалом, соответствующих температурных клапанов 15; 15'; 15''…15ⁿ.

Прорыв теплоносителя в горизонтальный участок 4 добывающей скважины 2 из горизонтального участка 3 нагнетательной скважины 1 происходит при температуре, например, 90°С, то есть в данном интервале температур 90°С×(0,5-0,9)=45°С-81°С эластичные манжеты 16; 16'; 16''…16ⁿ, заполненные расширяемым материалом, соответствующих температурных клапанов 15; 15'; 15''…15ⁿ частично перерывают изнутри отверстия секций 7'; 7''…7ⁿ фильтра 7.

При превышении температуры добываемой разогретой тяжелой нефти или битума 81°С в одной или нескольких секциях 7'; 7''…7ⁿ фильтра 7 изнутри полностью перекрываются эластичными манжетами 16; 16'; 16''…16ⁿ, заполненными расширяемым материалом, соответствующих температурных клапанов 15; 15'; 15''…15ⁿ, те секции 7'; 7''…7ⁿ фильтра 7, которые расположены напротив этих температурных клапанов 15; 15'; 15''…15ⁿ.

Например, если прорыв теплоносителя произошел в одной секции 7', то эластичной манжетой 16 температурного клапана 15 перекрывается именно эта секция 7', при этом остальные секции 7'; 7''…7ⁿ фильтра 7 продолжают перепускать в хвостовик 14 разогретую тяжелую нефть или битум. Если прорыв теплоносителя произошел сразу в нескольких секциях, например 7'; 7'', то соответствующей эластичной манжетой 16; 16' температурных клапанов 15; 15' перекрываются только секции 7'; 7'', при этом остальные секции 7'''…7ⁿ фильтра 7 продолжают перепускать в хвостовик 14 разогретую тяжелую нефть или битум. Таким образом, происходит регулирование отбора разогретой тяжелой нефти или битума.

Если температура теплоносителя, прорывающегося в горизонтальный участок 4 добывающей скважины 2 из горизонтального участка 3 нагнетательной скважины 1, ниже 45°С, то эластичные манжеты 16; 16'; 16''…16ⁿ, заполненные расширяемым материалом, соответствующих температурных клапанов 15; 15'; 15''…15ⁿ сжаты внутрь, как показано на чертеже, при этом отверстия секций 7'; 7''…7ⁿ фильтра 7 полностью открыты.

Предложенный способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием отбора продукции скважины снижает финансовые и материальные затраты на его осуществление, так как способ осуществляется с помощью одноустьевой скважины и для его осуществления не требуются дорогостоящие термодатчики и кабели, проложенные по всей длине обеих скважин.

Кроме того, наличие температурных клапанов, выполненных в виде эластичных манжет, заполненных расширяемым материалом, позволяет автоматически отключать интервал (интервалы) горизонтального участка добывающей скважины, в который прорвался теплоноситель.

Способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием отбора продукции скважины, включающий строительство верхней нагнетательной скважины и нижней добывающей скважины с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, закачку теплоносителя через горизонтальную нагнетательную скважину с прогревом пласта, созданием паровой камеры и отбор продукции насосом через горизонтальную добывающую скважину с уменьшением отбора в зонах наличия температурных пиков, осуществляя равномерный прогрев паровой камеры, отличающийся тем, что при строительстве скважин их горизонтальные участки оборудуют устанавливаемыми напротив зон продуктивного пласта фильтрами, причем в добывающей скважине фильтры выполнены в виде разбивающих продуктивный пласт на зоны секций, внутри которых размещают хвостовик насоса с регулируемыми в зависимости от температуры клапанами, выполненными в виде эластичных манжет, заполненных расширяемым при повышении температуры материалом, установленными снаружи хвостовика между входными отверстиями и размещенными напротив соответствующих секций фильтров с возможностью их герметичного перекрытия при повышении температуры добываемых тяжелой нефти или битума до 0,5-0,9 от температуры, при которой происходит прорыв теплоносителя в горизонтальный участок добывающей скважины из горизонтального участка нагнетательной скважины.