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



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

 


Владельцы патента RU 2411356:

Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при разработке месторождений тяжелой нефти или битума. Способ включает строительство верхней нагнетательной скважины и нижней добывающей скважины с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, закачку теплоносителя через нагнетательную скважину с прогревом пласта, создание паровой камеры и отбор продукции через добывающую скважину с уменьшением отбора в зонах наличия температурных пиков. Горизонтальные участки скважин оборудуют фильтрами. Внутри фильтра добывающей скважины под погружным насосом размещают извлекаемый хвостовик-фильтр, кольцевая полость которого заполнена термогранулами. Устройство для осуществления данного способа включает верхнюю нагнетательную скважину и нижнюю добывающую скважину с горизонтальными участками, оснащенными фильтрами и расположенными друг над другом. Нагнетательная скважина на устье оборудована парогенератором, а добывающая - снабжена погружным насосом. Внутри фильтра в добывающей скважине установлен извлекаемый хвостовик-фильтр, состоящий из наружной и внутренней цилиндрических сеток, кольцевая полость которых заполнена термогранулами. Хвостовик-фильтр снаружи снабжен уплотнительными элементами, герметично взаимодействующими с фильтром добывающей скважины. Технический результат заключается в снижении финансовых и материальных затрат на осуществление разработки месторождений тяжелой нефти или битума, повышении надежности работы устройства. 2 н.п. ф-лы, 2 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, 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, 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, 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, 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).

Известно 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, 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, низкая надежность устройства, с помощью которого осуществляется предложенный способ, так как на прием насоса в добывающей скважине не установлен фильтр, и в случае прорыва теплоносителя песок, шлам и т.п. попадают в насос, что ведет к быстрой поломке насоса;

- в-четвертых, 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. Данный процесс не происходит автоматически и требует постоянного контроля за температурным режимом в паровой камере, а также времени для исключения прорыва теплоносителя в горизонтальный участок добывающей скважины.

Технической задачей изобретения является сокращение финансовых и материальных затрат на осуществление способа с возможностью отключения определенного интервала горизонтального участка при прорыве в него теплоносителя, а также повышение надежности работы устройства, с помощью которого осуществляется предложенный способ за счет установки извлекаемого хвостовика-фильтра.

Поставленная техническая 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 через горизонтальную добывающую скважину с уменьшением отбора в зонах наличия температурных пиков, осуществляя равномерный прогрев паровой камеры, при этом горизонтальные участки скважин оборудуют фильтрами.

Новым является то, что при строительстве скважин их горизонтальные участки оборудуют фильтрами, при этом внутри фильтра горизонтального участка добывающей скважины под погружным насосом размещают извлекаемый хвостовик-фильтр, кольцевая полость которого заполнена термогранулами, а снаружи - снабжен уплотнительными элементами, разбивающими фильтр на секции и позволяющими регулировать по секциям пропускную способностью в зависимости от температуры отбираемой продукции, уменьшение отбора производят за счет расширения термогранул до полного перекрытия перетока в той(тех) секции(секциях) фильтра, размещенной(размещенных) напротив зон продуктивного пласта, где температура добываемых тяжелой нефти или битума соответственно составляет 0,5-0,9 от температуры, при которой происходит прорыв теплоносителя в добывающую горизонтальную скважину.

Эта задача также решается устройством для осуществления этого способа, включающим верхнюю нагнетательную скважину и нижнюю добывающую скважину с горизонтальными участками, оснащенными фильтрами и расположенными друг над другом, причем нагнетательная скважина на устье оборудована парогенератором, а добывающая - снабжена погружным насосом.

Новым является то, что горизонтальные участки нагнетательной и добывающей скважин оборудованы фильтрами, при этом внутри фильтра в горизонтальном участке добывающей скважины под погружным насосом установлен извлекаемый хвостовик-фильтр, состоящий из наружной и внутренней цилиндрических сеток, кольцевая полость которых заполнена термогранулами, причем извлекаемый хвостовик-фильтр снаружи снабжен уплотнительными элементами, герметично взаимодействующими с фильтром горизонтального участка добывающей скважины и разбивающим его на секции.

На фигуре 1 схематично представлен предлагаемый способ и устройство для его осуществления.

На фигуре 2 схематично изображена секция предлагаемого хвостовика-фильтра.

Предложенный способ осуществляется следующим образом.

Сначала производят строительство верхней нагнетательной скважины 1 (см. фиг.1) 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.

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 с пакером 9 и горизонтальным перфорированным участком 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-фильтром 14.

Кольцевая полость 15 хвостовика-фильтра 14 заполнена термогранулами, а снаружи - снабжена уплотнительными элементами 16; 16'; 16" … 16n, разбивающими фильтр 7 на секции 7'; 7" … 7n, что позволяет регулировать по секциям 7'; 7" … 7n пропускную способностью в зависимости от температуры отбираемой продукции.

Уменьшение отбора производят за счет расширения термогранул до полного перекрытия перетока отбираемой продукции в той(тех) секции(секциях) 7′; 7" … 7n фильтра 7, размещенного(размещенных) напротив зон продуктивного пласта, где температура добываемых тяжелой нефти или битума соответственно составляет 0,5-0,9 от температуры, при которой происходит прорыв теплоносителя в горизонтальный участок 4 добывающей скважины 2.

Далее начинают осуществлять закачку теплоносителя от парогенератора (на фиг.1, 2, 3 не показано) в продуктивный пласт 5 по колонне НКТ 8 через его горизонтальный перфорированный участок 10 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 фильтр 7 горизонтального участка 4 добывающей скважины 2 попадает внутрь секций 7′; 7" … 7n, разделенных между собой уплотнительными элементами 16; 16′; 16" … 16n. Далее отбираемая продукция поступает сквозь кольцевую полость 15, заполненную термогранулами, внутрь хвостовика-фильтра 14 и далее - на прием погружного насоса 13, который перекачивает тяжелую нефть или битум на дневную поверхность.

В процессе осуществления способа термогранулы, находящиеся в кольцевой полости хвостовика-фильтра 14, реагируют на температуру отбираемой продукции, которую они перепускают. Например, температура прорыва теплоносителя составляет 90°С, таким образом, температура добываемых тяжелой нефти или битума, при которой термогранулы остаются в начальном состоянии и свободно перепускают через себя тяжелую нефть или битум, составляет 90°С×0,5=45°С.

При превышении температуры 45°С в интервале 0,5-0,9 от температуры прорыва теплоносителя, то есть 90°С×(0,5-0,9)=45°С-81°С, начинается расширение термогранул в кольцевой полости 15, и пропускная способность хвостовика-фильтра 14 в том(тех) участке(участках), а именно напротив той(тех) секции(секций) 7′; 7" … 7n фильтра 7, где происходит данное повышение температуры от 45°С до 81°С, снижается.

При превышении отбираемой продукцией температуры 81°С термогранулы в кольцевой полости 15 расширяются до полного прекращения перетока отбираемой продукции внутрь хвостовика-фильтра 14, причем полное перекрытие перетока отбираемой продукции происходит именно в том(ех) участке(ах) хвостовика-фильтра 14, который(которые) размещен(размещены) напротив той(тех) секции(секций) 7′; 7" … 7n фильтра 7, где происходит данное повышение температуры, при этом происходит уменьшение отбора разогретой тяжелой нефти или битума.

Устройство для осуществления предложенного способа включает верхнюю нагнетательную скважину 1 и нижнюю добывающую скважину 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).

Горизонтальные участки 3 и 4, соответственно, нагнетательной 1 и добывающей 2 скважин оборудованы фильтрами 6 и 7.

Нагнетательная скважина 1 снабжена колонной НКТ 8 с пакером 9 и горизонтальным перфорированным участком 10.

В добывающую скважину 2 спущена колонна НКТ 11 с пакером 12 и погружным насосом 13 на конце.

Внутри фильтра 7 в горизонтальном участке 4 добывающей скважины 2 под погружным насосом 13 установлен извлекаемый хвостовик-фильтр 14, кольцевая полость 15 которого заполнена термогранулами, причем хвостовик-фильтр снаружи снабжен уплотнительными элементами 16, герметично взаимодействующими с фильтром 7 горизонтального участка 4 добывающей скважины 2 и разбивающими его на секции 7′; 7" … 7n.

Извлекаемый хвостовик-фильтр 14 состоит из наружной 17 и внутренней 18 цилиндрических сеток, кольцевая полость 15 которых заполнена термогранулами.

Устройство работает следующим образом.

Осуществляют закачку теплоносителя от парогенератора в продуктивный пласт 5 (см. фиг.1) в нагнетательную скважину 1 по колонне НКТ 8 через его горизонтальный перфорированный участок 10 и фильтр 6 горизонтального участка 3 нагнетательной скважины 1. 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 фильтр 7 горизонтального участка 4 добывающей скважины 2 попадает внутрь секций 7′; 7" … 7n, разделенных между собой уплотнительными элементами 16; 16′; 16" … 16n. Далее отбираемая продукция поступает сквозь наружную цилиндрическую сетку 17 в кольцевую полость 15, заполненную термогранулами, далее через внутреннюю цилиндрическую сетку 18 отбираемая продукция поступает внутрь хвостовика-фильтра 14 и далее - на прием погружного насоса 13, который перекачивает тяжелую нефть или битум на дневную поверхность.

В процессе осуществления способа термогранулы, находящиеся в кольцевой полости извлекаемого хвостовика-фильтра 14, реагируют на температуру отбираемой продукции, которую они перепускают. Например, температура прорыва теплоносителя составляет 90°С, таким образом, температура добываемых тяжелой нефти или битума, при которой термогранулы остаются в начальном состоянии и свободно перепускают через себя тяжелую нефть или битум, составляет 90°С×0,5=45°С.

При превышении температуры 45°С в интервале 0,5-0,9 от температуры прорыва теплоносителя, то есть 90°С×(0,5-0,9)=45°С-81°С, начинается расширение термогранул в кольцевой полости 15, и пропускная способность извлекаемого хвостовика - фильтра 14 в том участке, а именно напротив той секции 7′; 7" … 7n фильтра 7, где происходит данное повышение температуры от 45°С до 81°С, снижается.

При превышении отбираемой продукцией температуры 81°С термогранулы в кольцевой полости 15 расширяются до полного прекращения перетока отбираемой продукции внутрь извлекаемого хвостовика-фильтра 14, причем полное перекрытие перетока отбираемой продукции происходит именно в том(тех) участке(участках) извлекаемого хвостовика-фильтра 14, который(которые) размещен(размещены) напротив той(тех) секции(секций) 7′; 7" … 7n фильтра 7, где происходит данное повышение температуры, при этом происходит уменьшение отбора разогретой тяжелой нефти или битума.

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. Кроме того, для осуществления способа не требуются дорогостоящие термодатчики и кабели, проложенные по всей длине обеих скважин.

Устройство, с помощью которого осуществляется данный способ, позволяет снижать или полностью отключать определенный интервал(интервалы) горизонтального участка при прорыве в него теплоносителя благодаря извлекаемому хвостовику-фильтру, заполненному термогранулами, и тем самым регулировать отбор продукции из скважины. Кроме того, хвостовик-фильтр спускается в горизонтальный участок добывающей скважины на конце колонны НКТ и размещается на приеме насоса, при этом он выполнен извлекаемым, что при необходимости позволяет извлечь его из скважины, что в целом повышает надежность работы устройства.

1. 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 через горизонтальную добывающую скважину с уменьшением отбора в зонах наличия температурных пиков, осуществляя равномерный прогрев паровой камеры, при этом горизонтальные участки скважин оборудуют фильтрами, отличающийся тем, что при строительстве скважин их горизонтальные участки оборудуют фильтрами, при этом внутри фильтра горизонтального участка добывающей скважины под погружным насосом размещают извлекаемый хвостовик-фильтр, кольцевая полость которого заполнена термогранулами, а снаружи - снабжен уплотнительными элементами, разбивающими фильтр на секции и позволяющими регулировать по секциям пропускную способностью в зависимости от температуры отбираемой продукции, уменьшение отбора производят за счет расширения термогранул до полного перекрытия перетока в той(ех) секции(ях) фильтра, размещенных напротив зон продуктивного пласта, где температура добываемых тяжелой нефти или битума соответственно составляет 0,5-0,9 температуры, при которой происходит прорыв теплоносителя в добывающую горизонтальную скважину.

2. Устройство для осуществления способа, включающее верхнюю, нагнетательную скважину и нижнюю, добывающую скважину с горизонтальными участками, оснащенными фильтрами и расположенными друг над другом, причем нагнетательная скважина на устье оборудована парогенератором, а добывающая - снабжена погружным насосом, отличающееся тем, что горизонтальные участки нагнетательной и добывающей скважин оборудованы фильтрами, при этом внутри фильтра в горизонтальном участке добывающей скважины под погружным насосом установлен извлекаемый хвостовик-фильтр, состоящий из наружной и внутренней цилиндрических сеток, кольцевая полость которых заполнена термогранулами, причем извлекаемый хвостовик-фильтр снаружи снабжен уплотнительными элементами, герметично взаимодействующими с фильтром горизонтального участка добывающей скважины и разбивающим его на секции.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при добыче высоковязких тяжелых и битуминозных нефтей. .

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

Изобретение относится к горной промышленности, а именно к эксплуатации нефтяных месторождений с высоковязкими нефтями. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и применяется при разработке залежи высоковязкой нефти. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и применяется при разработке залежи высоковязкой нефти и/или битума. .

Изобретение относится к области добычи нефти с применением тепла. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и применяется при разработке месторождений тяжелой нефти или битума. .

Изобретение относится к закачке разбавителя в форме углеводородного конденсата по насосно-компрессорной трубе в конечную точку (носок) в процессе внутрипластового горения «от носка к пятке» с применением горизонтальной добывающей скважины, что повышает продуктивность скважины и приводит к продолжительному экономическому эффекту по сравнению с процессами THAI и CAPRI, применяемыми в настоящее время.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к разработке пласта с высоковязкой нефтью с применением тепла и реагентов для подъема и вытеснения высоковязкой нефти, содержащей большое количество асфальтосмолопарафинистых веществ.

Изобретение относится к горному делу и может применяться для тепловой обработки продуктивного пласта (ПП) высоковязкой нефти, восстановления гидравлической связи пласта со скважиной, увеличения нефтеотдачи ПП и дебита скважин, а также возобновления эксплуатации нерентабельных скважин на нефть, природный газ, на пресные, минеральные и термальные воды.

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

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при разработке месторождения высоковязкой и битумной нефти

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при разработке месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием отбора продукции и закачки теплоносителя в скважину

Изобретение относится к области добычи трудноизвлекаемых нефтеносных залежей путем их огневой обработки
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам предотвращения выноса песка и снижения водопритока в скважину с низкой пластовой температурой

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке месторождений тяжелой нефти или битума

Изобретение относится к способу добычи из подземного месторождения углеводородсодержащего вещества со снижением его вязкости

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при разработке месторождения высоковязкой или битумной нефти

Изобретение относится к способу с улучшенными показателями безопасности и производительности при извлечении нефти из подземного пласта с помощью внутрипластового горения с применением горизонтальных нефтяных скважин
Наверх