Способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума

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. 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, созданием паровой камеры и отбор продукции через добывающую скважину, съем термограммы паровой камеры, анализ состояния ее прогрева. С учетом полученных термограмм осуществляют равномерный прогрев паровой камеры, изменяя зоны прогрева. Горизонтальные участки скважин оборудуют фильтрами. В нагнетательную скважину спускают колонны труб по типу «труба в трубе» с изолированными друг от друга внутренними пространствами. Выходные отверстия колонн труб разнесены по длине горизонтального участка, разбивая его на зоны прогрева. На устье колонны для закачки теплоносителя оснащают каждую самостоятельными трубопроводами с регулируемыми задвижками. В добывающей скважине размещают хвостовик насоса с регулируемыми автоматически в зависимости от температуры клапанами, выполненными в виде эластичных манжет, заполненных расширяемым при повышении температуры материалом. Технический результат заключается в снижении финансовых и материальных затрат на разработку месторождения тяжелой нефти или битума, повышении эффективности разработки месторождения. 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения тяжелой нефти или битума, в частности, с регулированием отбора продукции и закачки теплоносителя в скважину.

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).

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, низкая эффективность применения способа, связанная с тем, что смены направления фильтрации и/или режимов отбора продукции малоэффективны и дают лишь кратковременный эффект на начальном этапе разработки месторождения тяжелой нефти или битума.

Технической задачей изобретения является сокращение финансовых и материальных затрат на строительство скважин, с помощью которых осуществляется данный способ, а также повышение эффективности разработки месторождения тяжелой нефти или битума за счет регулирования закачки теплоносителя в скважину по отдельным интервалам на протяжении всего горизонтального участка нагнетательной скважины с возможностью автоматического отключения интервала горизонтального участка добывающей скважины, в который прорвался теплоноситель.

Поставленная задача решается способом разработки месторождения тяжелой нефти или битума, 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, 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, изменяя зоны прогрева и отбора.

Новым является то, что при строительстве скважин их горизонтальные участки оборудуют фильтрами, в нагнетательную скважину спускают колонны труб по типу «труба в трубе», с изолированными друг от друга внутренними пространствами, причем выходные отверстия колонн труб размещены в фильтре и разнесены по длине горизонтального участка, разбивая его на зоны прогрева так, что исключается прорыв теплоносителя в добывающую скважину через более прогретую зону, причем на устье колонны для закачки теплоносителя оснащают каждую самостоятельными трубопроводами с регулируемыми задвижками, которые регулируют подачу теплоносителя в зависимости от термограммы паровой камеры, снимаемой в добывающей скважине, при этом в добывающей скважине устанавливают фильтры, выполненные в виде разбивающих на зоны отбора продуктивный пласт секций, внутри которых размещают хвостовик насоса с регулируемыми автоматически в зависимости от температуры клапанами, выполненными в виде эластичных манжет, заполненных расширяемым при повышении температуры материалом, установленными снаружи хвостовика между входными отверстиями хвостовика 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 добывающую горизонтальную скважину из нагнетательной.

На чертеже схематично представлен предлагаемый способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума.

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.

В добывающей скважине 2 фильтр выполнен 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.

В нагнетательную скважину 1 спускают несколько колонн труб по типу «труба в трубе», например, как показано на чертеже, три колонны труб 8, 9, 10 с изолированными друг от друга внутренними пространствами с помощью соответствующих пакеров 11 и 12. Нижний конец колонны труб 10 заглушен. Выходные отверстия 13, 14 и 15 колонн труб 8, 9 и 10 соответственно размещены в фильтре 6 нагнетательной скважины и разнесены по длине горизонтального участка 3 нагнетательной скважины 1, разбивая его на зоны прогрева так, что исключается прорыв теплоносителя в горизонтальный участок 4 добывающей скважины 1 через более прогретую зону.

На устье скважины колонны труб 8, 9, 10, предназначенные для закачки теплоносителя, оснащают каждую самостоятельными трубопроводами с регулируемыми задвижками 16, 17 и 18 соответственно, которые регулируют подачу теплоносителя в зависимости от термограммы паровой камеры, снимаемой по показанию термодатчиков 19 и 19′ (показано условно), спущенных, например, на оптико-волоконном кабеле в горизонтальные участки 3 и 4 соответственно нагнетательной 1 и добывающей 2 скважин.

В добывающую скважину 2 спускают колонну НКТ 11, причем снизу прием 20 погружного насоса 21, например электроцентробежного насоса (ЭЦН), спущенного в составе колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) 22, сообщается с хвостовиком 23. Хвостовик 23 оснащен регулируемыми в зависимости от температуры клапанами 24; 24′; 24′′ … 24ⁿ, выполненными в виде эластичных манжет 25; 25'; 25''…25ⁿ, заполненных расширяемым при повышении температуры материалом, установленными снаружи хвостовика 23 между входными отверстиями

26; 26′; 26′ ′… 26ⁿ хвостовика 23 и размещенными напротив соответствующих секций фильтров 7; 7′; 7′′ … 7ⁿ. Кроме того, для концентричного размещения хвостовика 23 внутри горизонтального участка 4 добывающей скважины 2 и надежной работы температурных клапанов 24; 24′; 24′′ … 24ⁿ хвостовик 23 оснащен центраторами 27; 27′; 27′′ … 27ⁿ.

Далее начинают осуществлять закачку теплоносителя (пара) от парогенератора (на чертеже не показано) в продуктивный пласт 5, при этом полностью открывают регулируемые задвижки 16, 17 и 18 и начинают одновременную закачку теплоносителя во все три колонны 8, 9, 10 и через их соответствующие выходные отверстия 13, 14 и 15 и фильтр 6 горизонтального участка 3 нагнетательной скважины 1 в продуктивный пласт 5. 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 21, причем разогретая тяжелая нефть или битум из продуктивного пласта 5 сначала через секции фильтра 7; 7′; 7′′ … 7ⁿ попадает внутрь горизонтального участка 4 добывающей скважины 2, где размещены температурные клапаны 24; 24′; 24′′ … 24ⁿ, которые в зависимости от температуры жидкости перепускают через входные отверстия 26; 26′; 26′′ … 26ⁿ внутрь хвостовика 23 и далее на прием 20 погружного насоса 21, который перекачивает разогретую тяжелую нефть или битум на дневную поверхность.

Количество температурных клапанов 24; 24′; 24′′ … 24ⁿ, установленных в составе хвостовика 23 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 добывающей скважины 2.

Температурные клапаны 24; 24′; 24′′ … 24ⁿ работают благодаря расширению наружу соответствующих эластичных манжет 25; 25′; 25′′ … 25ⁿ, заполненных расширяемым материалом при повышении температуры в секциях фильтра 7; 7′; 7′′ … 7ⁿ. И наоборот, эластичные манжеты 25; 25′; 25′′ … 25ⁿ, заполненные расширяемым материалом, соответствующих температурных клапанов 24; 24′; 24′′ … 24ⁿ сжимаются внутрь при понижении температуры в секциях фильтра 7; 7′; 7′′ … 7ⁿ.

В процессе отбора разогретой тяжелой нефти или битума происходит прорыв теплоносителя в одной секции фильтра, например 7′, или сразу в нескольких секциях фильтра, например 7 и 7′, горизонтального участка 4 добывающей скважины 2, на что реагируют расположенные напротив эластичные манжеты 25; 25′; 25′′ … 25ⁿ, заполненные расширяемым материалом, соответствующих температурных клапанов 24; 24′; 24′′ … 24ⁿ.

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 25; 25′; 25′′ … 25ⁿ, заполненные расширяемым материалом, соответствующих температурных клапанов 24; 24′; 24′′ … 24ⁿ, частично перекрывают изнутри отверстия секций фильтра 7; 7′; 7′′ … 7ⁿ.

При превышении температуры добываемой разогретой тяжелой нефти или битума 81°С в одной или нескольких секциях фильтра 7; 7′; 7′′ … 7ⁿ изнутри полностью перекрываются эластичными манжетами 25; 25′; 25′′ … 25ⁿ, заполненными расширяемым материалом, соответствующих температурных клапанов 24; 24′; 24′′ … 24ⁿ те секции фильтра 7; 7′; 7′′ … 7ⁿ, которые расположены напротив этих температурных клапанов 24; 24′; 24′′ … 24ⁿ.

Например, если прорыв теплоносителя произошел в одной секции фильтра 7, то эластичной манжетой 25 температурного клапана 15 перекрывается именно секция 7, при этом остальные секции фильтра 7′; 7′′ … 7ⁿ продолжают перепускать в хвостовик 23 разогретую тяжелую нефть или битум.

Если прорыв теплоносителя произошел сразу в нескольких секциях, например 7′; 7′′, то соответствующей эластичной манжетой 25; 25′ температурных клапанов 24; 24′ перекрываются только секции 7′; 7′′, при этом остальные секции фильтра 7; 7′′′ … 7ⁿ продолжают перепускать в хвостовик 23 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 25; 25′; 25′′ … 25ⁿ, заполненные расширяемым материалом, соответствующих температурных клапанов 24; 24′; 24′′ … 24ⁿ сжаты внутрь, как показано на чертеже, при этом отверстия секций фильтра 7; 7′; 7′′ … 7ⁿ полностью открыты.

О наличии прорыва теплоносителя из паровой камеры в фильтр 7 горизонтального участка 4 добывающей скважины 2 свидетельствует наличие температурных пиков на термограммах, которые строятся по результатам данных термодатчиков 19 и 19′, установленных в горизонтальных участках 3 и 4 соответственно нагнетательной 1 и добывающей 2 скважин.

При наличии температурных пиков необходимо уменьшить при помощи регулируемых задвижек 16, 17 и 18 объем закачки теплоносителя вплоть до полного прекращения подачи теплоносителя в соответствующую (соответствующие) колонну (колонны) труб 8, 9 или 10 нагнетательной скважины 1, напротив которой (которых) в горизонтальном участке 4 добывающей скважины 2 произошел прорыв теплоносителя.

Например, в случае, если прорыв теплоносителя произошел в одной секции фильтра 7, то эластичной манжетой 25 температурного клапана 24 перекрывается именно секция 7, при этом остальные секции фильтра 7′; 7′′ … 7ⁿ продолжают перепускать в хвостовик 23 разогретую тяжелую нефть или битум.

Кроме того, о прорыве теплоносителя из паровой камеры в одну секцию фильтра 7 горизонтального участка 4 добывающей скважины 2 свидетельствует наличие температурных пиков именно в этой одной секции фильтра 7 на термограммах паровой камеры, которые строятся по результатам данных термодатчиков 19 и 19′, установленных в горизонтальных участках 3 и 4 соответственно нагнетательной 1 и добывающей 2 скважин.

Поэтому если произошел прорыв теплоносителя именно в секцию 7 фильтра горизонтального участка 4 добывающей скважин 2, то определяют интервал горизонтального участка 3 нагнетательной скважины 1, расположенный напротив секции 7 фильтра горизонтального участка 4 добывающей скважины 2.

Этим интервалом горизонтального участка 3 нагнетательной скважины 1 является интервал - S продуктивного пласта 5, где расположены выходные отверстия 13 колонны труб 8.

Далее прикрывают задвижку 16 самостоятельного трубопровода, связанного с колонной труб 8, при этом расход теплоносителя, подаваемого в колонну труб 8, уменьшается вплоть до полного прекращения подачи теплоносителя в колонну труб 8. Таким образом продолжают дальнейшую эксплуатацию скважин в данном режиме.

При наличии прорыва теплоносителя в другом (других) интервале (интервалах) фильтра горизонтального участка 4 добывающей скважины 2 аналогичным образом, как описано выше, прикрывают или полностью отключают при помощи задвижек 17 и 18 другие интервалы продуктивного пласта 5 соответственно, подконтрольные выходным отверстиям 14 и 15 соответственно, колонн труб 9 и 10 горизонтального участка 3 нагнетательной скважины 1.

Предложенный способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием закачки теплоносителя в скважину снижает финансовые и материальные затраты на его осуществление, так как способ осуществляется с помощью одноустьевой скважины, а наличие температурных клапанов, выполненных в виде эластичных манжет, заполненных расширяемым материалом, позволяет автоматически отключать интервал (интервалы) горизонтального участка добывающей скважины, в который прорвался теплоноситель, и тем самым регулировать отбор продукции из скважины.

Кроме того, повышается эффективность разработки месторождения тяжелой нефти или битума за счет регулирования закачки теплоносителя в скважину по отдельным интервалам на протяжении всего горизонтального участка нагнетательной скважины, при этом нет необходимости изменения направления фильтрации и/или изменения режимов отбора продукции.

Способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума, 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, 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, изменяя зоны прогрева и отбора, отличающийся тем, что при строительстве скважин их горизонтальные участки оборудуют фильтрами, в нагнетательную скважину спускают колонны труб по типу «труба в трубе» с изолированными друг от друга внутренними пространствами, причем выходные отверстия колонн труб размещены в фильтре и разнесены по длине горизонтального участка, разбивая его на зоны прогрева так, что исключается прорыв теплоносителя в добывающую скважину через более прогретую зону, причем на устье колонны для закачки теплоносителя оснащают каждую самостоятельными трубопроводами с регулируемыми задвижками, которые регулируют подачу теплоносителя в зависимости от термограммы паровой камеры, снимаемой в добывающей скважине, при этом в добывающей скважине устанавливают фильтры, выполненные в виде разбивающих на зоны отбора продуктивный пласт секций, внутри которых размещают хвостовик насоса с регулируемыми автоматически в зависимости от температуры клапанами, выполненными в виде эластичных манжет, заполненных расширяемым при повышении температуры материалом, установленными снаружи хвостовика между входными отверстиями хвостовика и размещенными напротив соответствующих секций фильтров с возможностью их герметичного перекрытия при повышении температуры добываемых тяжелой нефти или битума до 0,5-0,9 температуры, при которой происходит прорыв теплоносителя в добывающую горизонтальную скважину из нагнетательной.