Способ разработки месторождения битума



Способ разработки месторождения битума
Способ разработки месторождения битума
Способ разработки месторождения битума
Способ разработки месторождения битума
Способ разработки месторождения битума

 


Владельцы патента RU 2495237:

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

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - исключение обводненности отбираемого разогретого битума и сокращение затрат на теплоноситель за счет разогрева без закачки теплоносителя в пласт, возможность разработки месторождений битума с пластами толщиной до 5-7 м, равномерная выработка месторождения битума. Способ разработки месторождения битума включает строительство двухустьевых верхней и нижней скважин с горизонтальными участками, оснащенными фильтрами с отверстиями, расположенными друг над другом, спуск технологических колонн труб с насосами для отбора разогретого битума, прогрев продуктивного пласта закачкой пара в обе скважины, разогрев межскважинной зоны пласта, снижение вязкости битума, снятие термограмм с термодатчиков, размещенных в горизонтальных участках скважин, анализ состояния пласта на равномерность прогрева и осуществление равномерного прогрева пласта с учетом полученных термограмм. Фильтры горизонтальных участков верхней и нижней двухустьевых скважин разделяют на зоны отбора. Внутри фильтров напротив каждой из зон отбора устанавливают хвостовики с отверстиями, которые спускают на концах технологических колонн труб с устьев двухустьевых скважин. Хвостовики жестко соединены с соответствующими технологическими колоннами труб с возможностью герметичного закрытия или открытия отверстий фильтров горизонтальных участков двухустьевых скважин. Обвязывают с одного устья межколонные пространства верхней и нижней двухустьевых скважин между собой. Обвязывают с другого устья межколонные пространства верхней и нижней двухустьевых скважин с парогенератором. При закрытых отверстиях фильтров горизонтальных участков двухустьевых скважин производят разогрев межскважинной зоны пласта, а также зон пласта выше и ниже горизонтальных участков двухустьевых скважин, снижают вязкость битума замкнутой циркуляцией пара одновременно по межколонным пространствам верхней и нижней двухустьевых скважин посредством парогенератора без закачки пара в пласт. При достижении температуры 85-95°C по данным термограмм, снятых с термодатчиков в зонах отбора двухустьевых скважин, отключают парогенератор, прекращают циркуляцию пара, открывают отверстия фильтров путем совмещения их с отверстиями хвостовиков и начинают отбор разогретого битума одновременно из верхней и нижней двухустьевых скважин по технологическим колоннам труб с помощью насосов. При достижении температуры 35-45°C по данным термограмм, снятых с термодатчиков в зонах отбора двухустьевых скважин, отключают насосы, герметично закрывают отверстия фильтров путем их разобщения с отверстиями хвостовиков, запускают парогенератор и возобновляют процесс разогрева межскважинной зоны пласта и снижение вязкости битума путем замкнутой циркуляции пара по межколонному пространству верхней и нижней двухустьевых скважин. 5 ил.

 

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

Известен способ разработки нефтяного месторождения (патент RU №2211318, МПК E21B 43/24, опубл. в бюл. №24 от 27.08.2003 г.), 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 месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин (патент RU №2431745, МПК E21B 43/24, опубл. в бюл. №29 от 20.10.2011 г.), включающий строительство двухустьевых горизонтальных скважин, закачку теплоносителя через верхнюю - нагнетательную скважину с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, а отбор продукции через нижнюю - добывающую скважину, съем термограммы паровой камеры, анализ состояния ее прогрева на равномерность прогрева и наличие температурных пиков, и с учетом полученных термограмм осуществляют равномерный прогрев паровой камеры, причем выше нагнетательной скважины на расстоянии, исключающем прорыв теплоносителя, строят технологическую двухустьевую скважину, причем съем термограммы паровой камеры проводят по данным термодатчиков, которые размещают в технологической и добывающей двухустьевых горизонтальных скважинах, при этом со стороны обоих устьев технологической скважины производят геофизические исследования с целью контроля равномерности прогрева паровой камеры, причем в процессе разработки месторождения тяжелой нефти или битума производят периодический отбор проб продукции с обоих устьев контрольной скважины для оценки минерализации находящейся в пробах воды, исходя из минерализации этой воды сопоставляют ее с наличием температурных пиков на термограммах паровой камеры, после чего производят изменение направлений фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции для выравнивания температуры в паровой камере, причем двухустьевую технологическую скважину при необходимости можно использовать в качестве добывающей скважины.

Недостатками данного способа являются высокие затраты на теплоноситель, поскольку закачку теплоносителя производят непосредственно в пласт, а также ограниченность его применения в месторождениях битума с пластами малой толщины (до 5 метров), поскольку минимальное расстояние между горизонтальными стволами двухустьевых скважин должно составлять не менее 5-7 м в зависимости от неоднородности фильтрационно-емкостных свойств пласта с целью исключения прямого прорыва теплоносителя из ствола нагнетательной в ствол добывающей двухустьевой скважины.

Также известен способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин (патент RU №2410534, МПК E21B 43/24, E21B 43/08, опубл. в бюл. №3 от 27.01.2011 г.), включающий строительство двухустьевых верхней нагнетательной и нижней добывающей скважин с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, закачку теплоносителя через нагнетательную скважину с прогревом пласта созданием паровой камеры и отбор продукции через добывающую скважину с уменьшением отбора в зонах наличия температурных пиков, осуществляя равномерный прогрев паровой камеры, причем при строительстве скважин горизонтальный участок добывающей скважины оборудуют секциями фильтра с уменьшаемой по секциям пропускной способностью в зависимости от прорыва теплоносителя.

Недостатками данного способа являются высокие затраты на теплоноситель, поскольку закачку теплоносителя производят непосредственно в пласт, а также ограниченность его применения в месторождениях битума с пластами малой толщины (до 5 метров), поскольку минимальное расстояние между горизонтальными стволами двухустьевых скважин должно составлять не менее 5-7 м в зависимости от неоднородности фильтрационно-емкостных свойств пласта с целью исключения прямого прорыва теплоносителя из ствола нагнетательной в ствол добывающей двухустьевой скважины.

Также известен способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин (патент RU №2431746, МПК E21B 43/24, опубл. в бюл. №29 от 20.10.2011 г.), включающий строительство двухустьевых верхней нагнетательной и нижней добывающей скважин с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, закачку теплоносителя, например перегретого пара через нагнетательную скважину с прогревом пласта созданием паровой камеры и отбор продукции через добывающую скважину, при этом в качестве теплоносителя используется перегретый пар, смешанный с продуктами сгорания горючего топлива, который закачивают через одно устье нагнетательной колонны, при этом осуществляют отбор сконденсировавшейся на внутренней поверхности нагнетательной колонны влаги через другое устье, а при ухудшении коллекторских свойств и/или снижении суммарного отбора продукции пласта более чем в два раза за период не более трех месяцев одно из устьев добывающей скважины герметизируют, а через другое устье закачивают нефтесилорную эмульсию, после технологической выдержки закачку теплоносителя и отбор продукции осуществляют в обычном режиме.

Недостатками данного способа являются высокие затраты на теплоноситель, поскольку закачку теплоносителя производят непосредственно в пласт, а также ограниченность его применения в месторождениях битума с пластами малой толщины (до 5 метров), поскольку минимальное расстояние между горизонтальными стволами двухустьевых скважин должно составлять не менее 5-7 м в зависимости от неоднородности фильтрационно-емкостных свойств пласта с целью исключения прямого прорыва теплоносителя из ствола нагнетательной в ствол добывающей двухустьевой скважины.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин (патент RU №2340768, МПК E21B 43/24, опубл. в бюл. №32 от 10.12.2008 г.), включающий закачку теплоносителя через фильтр двухустьевой горизонтальной нагнетательной скважины, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры и спуск технологических колонн труб с насосами и отбор разогретого битума через фильтр двухустьевой горизонтальной добывающей скважины, 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 с помощью термодатчиков, размещенных в горизонтальных участках скважин, 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, минимальное расстояние между горизонтальными стволами двухустьевых скважин должно составлять не менее 5-7 м в зависимости от неоднородности фильтрационно-емкостных свойств пласта с целью исключения прямого прорыва теплоносителя из ствола нагнетательной в ствол добывающей двухустьевой скважины, что ограничивает применение данного способа в месторождениях тяжелой нефти или битума, где толщина пласта составляет 5-7 м;

- во-вторых, реализация способа основана на создании паровой камеры, для чего необходима закачка теплоносителя непосредственно в пласт, а это может привести к прорыву теплоносителя в ствол добывающей скважины и повышению обводненности добываемой продукции, что снижает эффективность его реализации. Кроме того, это вызывает необходимость проведения водоизоляционных работ, а это требует дополнительных финансовых и материальных затрат на реализацию способа;

- в-третьих, пар превращается в конденсат, что способствует быстрому обводнению месторождения битума, в связи с чем нарушается равномерность выработки месторождения тяжелой нефти или битума и сокращаются сроки их разработки, при этом часть битума остается невыработанной;

- в-четвертых, процесс закачки теплоносителя в нагнетательную скважину осуществляют непрерывно, что увеличивает затраты на теплоноситель;

- в-пятых, малая площадь охвата месторождения тяжелой нефти или битума тепловым воздействием, так как разогрев тяжелой нефти или битума в пласте происходит в зоне размещения верхней двухустьевой скважины.

Техническими задачами предложения являются разработка месторождения битума путем его разогрева без закачки теплоносителя (пара) в пласт битумного месторождения, исключение обводненности отбираемого разогретого битума, сокращение затрат на теплоноситель, а также реализация способа в месторождениях битума, представленного пластами толщиной до 5-7 метров и увеличение площади охвата битумного месторождения тепловым воздействием с равномерной выработкой месторождения битума.

Поставленная техническая задача решается способом разработки месторождения битума, включающим строительство двухустьевых верхней и нижней скважин с горизонтальными участками, оснащенными фильтрами с отверстиями, расположенными друг над другом, спуск технологических колонн труб с насосами для отбора разогретого битума, прогрев продуктивного пласта закачкой пара в обе скважины, разогрев межскважинной зоны пласта, снижение вязкости битума, снятие термограмм с термодатчиков, размещенных в горизонтальных участках скважин, анализ состояния пласта на равномерность прогрева и осуществление равномерного прогрева пласта с учетом полученных термограмм.

Новым является то, что фильтры горизонтальных участков верхней и нижней двухустьевых скважин разделяют на зоны отбора, внутри фильтров напротив каждой из зон отбора устанавливают хвостовики с отверстиями, которые спускают на концах технологических колонн труб с устьев двухустьевых скважин, причем хвостовики жестко соединены с соответствующими технологическими колоннами труб с возможностью герметичного закрытия или открытия отверстий фильтров горизонтальных участков двухустьевых скважин, обвязывают с одного устья межколонные пространства верхней и нижней двухустьевых скважин между собой, обвязывают с другого устья межколонные пространства верхней и нижней двухустьевых скважин с парогенератором, при закрытых отверстиях фильтров горизонтальных участков двухустьевых скважин производят разогрев межскважинной зоны пласта, а также зон пласта выше и ниже горизонтальных участков двухустьевых скважин, снижают вязкость битума замкнутой циркуляцией пара одновременно по межколонным пространствам верхней и нижней двухустьевых скважин посредством парогенератора без закачки пара в пласт, при достижении температуры 85-95°C по данным термограмм, снятых с термодатчиков в зонах отбора двухустьевых скважин, отключают парогенератор, прекращают циркуляцию пара, открывают отверстия фильтров путем совмещения их с отверстиями хвостовиков и начинают отбор разогретого битума одновременно из верхней и нижней двухустьевых скважин по технологическим колоннам труб с помощью насосов, при достижении температуры 35-45°C по данным термограмм, снятых с термодатчиков в зонах отбора двухустьевых скважин, отключают насосы, герметично закрывают отверстия фильтров, путем их разобщения с отверстиями хвостовиков, запускают парогенератор и возобновляют процесс разогрева межскважинной зоны пласта и снижение вязкости битума путем замкнутой циркуляции пара по межколонному пространству верхней и нижней двухустьевых скважин.

На фиг.1 и 2 схематично представлен предлагаемый способ разработки месторождения битума.

На фиг.3 изображен разрез А-А.

На фиг.4 изображен разрез Б-Б.

На фиг.5 изображен разрез В-В.

Предлагаемый способ осуществляют следующим образом.

Сначала производят строительство верхней двухустьевой скважины 1 (см. фиг.1), далее, например, на расстоянии 4 м производят строительство нижней двухустьевой скважины 2 с горизонтальными участками 3 и 4 соответственно. Горизонтальные участки 3 и 4 двухустьевых скважин 1 и 2 оборудованы фильтрами 5 и 6 с отверстиями 6' соответственно, расположенными друг над другом и вскрывающими пласт 7 с битумом.

Фильтры 5 и 6 двухустьевых скважин 1 и 2 разделяют на две зоны отбора каждый: L 1 1 и L 1 2 , а также L 2 1 и L 2 2 , например, длиной по 100 м каждая зона отбора.

Внутри фильтров 5 и 6 напротив каждой из зон отбора устанавливают хвостовики 8, 8', а также 9 и 9' с отверстиями 8'' и 9'', соответственно. Т.е. внутри фильтра 5 напротив зон отбора L 1 1 и L 1 2 устанавливают хвостовики 8 и 8', а внутри фильтра 6 напротив зон отбора L 2 1 и L 2 2 устанавливают хвостовики 9 и 9'.

Хвостовики 8 и 8', а также 9 и 9' спускают на концах технологических колонн труб 10 и 10'; 11 и 11' соответственно, с обоих устьев двухустьевых скважин 1 и 2. В процесс спуска технологических колонн труб 10 и 10' и 11 и 11' их оснащают насосами 101 и 102; 111 и 112, соответственно.

Хвостовики 8 и 8', а также 9 и 9' жестко соединены с соответствующими технологическими колоннами труб 10 и 10' и 11 и 11' с возможностью герметичного закрытия или открытия отверстий 6' (см. фиг.4 и 5), выполненных в фильтрах 5 и 6 горизонтальных участков 3 и 4 (см. фиг.1) двухустьевых скважин 1 и 2 соответственно.

Отверстия 6' (см. фиг.4, 5) в фильтрах 5 и 6 выполнены, например, в виде сквозных горизонтальных пазов под углом 180° друг к другу по окружности, при этом отверстия 6' каждого из фильтров 5 и 6 в верхней 1 (см. фиг.1) и нижней 2 двухустьевых скважинах в начальном положении закрыты (см. фиг.4) соответствующими хвостовиками 8 и 8' (см. фиг.1), а также 9 и 9'.

Каждый из хвостовиков 8 и 8', а также 9 и 9' оснащен отверстиями 8'' и 9'' (см. фиг.4 и 5), соответственно. Отверстия 8'' и 9'' в хвостовиках 8 и 8' (см. фиг.1), а также 9 и 9' выполнены, например, в виде сквозных горизонтальных пазов под углом 180° друг к другу по окружности.

Обвязывают с одного устья 13 межколонные пространства 14 и 15 (см. фиг.1) верхней 1 и нижней 2 двухустьевых скважин между собой посредством трубопровода 16, а с другого устья 13' межколонные пространства 14 и 15 верхней 1 и нижней 2 двухустьевых скважин обвязывают с парогенератором 17, посредством нагнетательной 18 и всасывающей 19 линий.

При закрытых отверстиях 6' фильтров 5 и 6 горизонтальных участков 3 и 4, соответственно, верхней 1 и нижней 2 двухустьевых скважин производят разогрев межскважинной зоны 20 пласта 7, а также зон пласта 7 выше горизонтального участка 3 и ниже горизонтального участка 4 двухустьевых верхней 1 и нижней 2 скважин соответственно.

Для этого с помощью парогенератора 17 нагнетаемый пар (например, водяной пар разогретый до температуры 230-250°C) по нагнетательной линии 18 поступает в межколонное пространство 14 верхней двухустьевой скважины 1 и через трубопровод 16 поступает в межколонное пространство 15 нижней двухустьевой скважины 2, и далее через всасывающую линию 19 пар поступает обратно в парогенератор 17. Таким образом, осуществляется один цикл замкнутой циркуляции пара. Замкнутую циркуляцию пара, которая осуществляется одновременно через межколонные пространства 14 и 15 верхней 1 и нижней 2 двухустьевых скважин, продолжают, при этом за счет теплопередачи происходят разогрев и снижение вязкости битума, находящегося в межскважинной зоне 20 пласта 7, а также зонах пласта 7 выше горизонтального участка 3 и ниже горизонтального участка 4, двухустьевых верхней 1 и нижней 2 скважин соответственно.

Циркуляция пара происходит без закачки пара в пласт, пар циркулирует через межколонные пространства 14 и 15 и отверстия 14' и 15' (см. фиг.1, 2), выполненные для перепускания пара в местах жесткого крепления соответствующих технологических колонн труб и хвостовиков при закрытых отверстиях 6' (см. фиг.1) фильтров 5 и 6 горизонтальных участков 3 и 4, соответственно, верхней 1 и нижней 2 двухустьевых скважин.

Разогрев стенок скважины осуществляется за счет циркуляции в ней пара. Парогенератор 17 в процессе замкнутой циркуляции обеспечивает поддержание температуры пара 230-250°C. Разогревание межскважинной зоны 20 пласта 7 происходит за счет передачи тепла непосредственно от стенок самих двухустьевых верхней 1 и нижней 2 скважин, а также через фильтры 5 и 6 к пласту 7, что приводит к прогреву пласта 7 в зонах отбора L 1 1 и L 1 2 , а также L 2 1 и L 2 2 соответствующих двухустьевым скважинам 1 и 2, при этом пар (теплоноситель) в пласт 7 не попадает, вследствие чего исключаются нежелательные последствия, а именно: образование конденсата, прорыв теплоносителя в ствол при отборе разогретого битума и, как следствие, увеличение обводненности отбираемого разогретого битума, а также водоизоляционные работы.

В предлагаемом способе увеличивается площадь охвата битумного месторождения тепловым воздействием вследствие того, что теплоноситель (пар) подается и в верхнюю 1 и в нижнюю 2 двухустьевые скважины, т.е. осуществляют замкнутую циркуляцию пара, при этом прогревается как межскважинная зона, так и зоны пласта выше горизонтального участка 3 и ниже горизонтального участка 4, а это повышает эффективность теплового воздействия в целом.

Закачка пара парогенератором 17 происходит при минимальных давлениях нагнетания (1,5-2 МПа), достаточных для преодоления гидравлических сопротивлений при циркуляции, поскольку закачку пара в пласт 7 не осуществляют и давление нагнетания не зависит от проницаемости пласта битумного месторождения.

Сокращаются затраты на теплоноситель вследствие замкнутой циркуляции пара через межколонные пространства 14 и 15 двухустьевых верхней 1 и нижней 2 скважин без закачки пара в пласт.

Предлагаемый способ возможно реализовать на месторождении битума, представленного пластами толщиной от 0,5 до 5-7 м, поскольку исключен прорыв теплоносителя в зоны отбора скважин, так как разработка месторождения битума производится без закачки теплоносителя в пласт.

Циркуляцию пара производят до тех пор, пока не будет достигнута температура 85-95°C в зонах отбора L 1 1 и L 1 2 , а также L 2 1 и L 2 2 , соответствующих двухустьевым верхней 1 и нижней 2 скважин, что определяют по данным термограмм, снятых с термодатчиков (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано), установленных в горизонтальных участках 3 и 4 (см. фиг.1 и 2) двухустьевых скважин 1 и 2 напротив каждой из зон отбора L 1 1 и L 1 2 , a также L 2 1 и L 2 2 .

При достижении температуры 85-95°C во всех зонах отбора L 1 1 и L 1 2 , а также L 2 1 и L 2 2 , отключают парогенератор 17, прекращают циркуляцию пара через межколонные пространства 14 и 15 двухустьевых верхней 1 и нижней 2 скважин.

Открывают отверстия 6' (см. фиг.5) фильтров 5 и 6, соответственно двухустьевых верхней 1 и нижней 2 скважин путем совмещения их с отверстиями 8'' и 9'' (см. фиг.2, 4 и 5) соответствующих хвостовиков 8 и 8', а также 9 и 9' (см. фиг.1). Совмещение производят любым известным способом, например, вращением посредством механического ключа с устьев 13 и 13' двухустьевых верхней 1 и нижней 2 скважин технологических колонн труб 10 и 10' и 11 и 11', жестко соединенных с соответствующими хвостовиками 8 и 8', а также 9 и 9' на угол 90° (см. фиг.5). В результате вращения технологических колонн труб совместно с хвостовиками на угол 90° происходит совмещение отверстий 8'' (см. фиг.5) и 9'' (см. фиг.2) хвостовиков и отверстий 6' (см. фиг.5) фильтров 5 и 6. В итоге зоны отбора L 1 1 и L 1 2 , а также L 2 1 и L 2 2 (см. фиг.2) сообщаются с приемами соответствующих насосов 101 и 102, а также 111 и 112, спущенных соответственно в составе технологических колонн труб 10 и 10' и 11 и 11'.

Начинают отбор разогретого битума одновременно из двухустьевых верхней 1 и нижней 2 скважин по технологическим колоннам труб 10 и 10' и 11 и 11' с помощью соответствующих насосов 101 и 102, а также 111 и 112 до достижения температуры во всех зонах отбора до 35-45°C, что определяют по данным термограмм, снятых с термодатчиков, расположенных в горизонтальных участках 3 и 4 (см. фиг.1 и 2) двухустьевых скважин 1 и 2 напротив каждой из зон отбора L 1 1 и L 1 2 , а также L 2 1 и L 2 2 .

По мере достижения температуры 35-45°C в зонах отбора последовательно или одновременно отключают насосы 101 и 102, а также 111 и 112. После отключения последнего из насосов герметично закрывают отверстия 6' (см. фиг.1 и 4) фильтров 5 и 6 хвостовиками 8 и 8', а также 9 и 9'.

Для этого производят вращение технологических колонн труб совместно с хвостовиками с устьев скважин 13 и 13' на угол 90°, при этом происходит разобщение (см. фиг.4 и 5) между отверстиями 6' фильтров 5 и 6 и отверстиями 8'' и 9'' хвостовиков 8 и 8', а также 9 и 9' соответственно.

В результате зоны отбора L 1 1 и L 1 2 , а также L 2 1 и L 2 2 двухустьевых скважин 1 и 2 герметично отсекаются от соответствующих межколонных пространств 14 и 15 двухустьевых скважин 1 и 2.

Запускают парогенератор 17 и возобновляют процесс разогрева межскважинной зоны пласта 20, а также зон пласта 7 выше горизонтального участка 3 и ниже горизонтального участка 4 двухустьевых верхней 1 и нижней 2 скважин и снижают вязкость битума путем замкнутой циркуляции пара по межколонным пространствам 14 и 15 верхней 1 и нижней 2 двухустьевых скважин. В дальнейшем циклы разогрева и отбора повторяют, как описано выше до полной выработки битума в пласте 7.

Реализация предлагаемого способа позволяет производить разработку месторождения битума путем его разогрева без закачки теплоносителя (пара), за счет чего исключаются обводненность отбираемого разогретого битума, сокращаются затраты на теплоноситель. Также возможна реализация способа на месторождении битума, представленного пластами толщиной до 5-7 м, при этом за счет чередующегося разогрева и отбора разогретого битума происходит равномерная выработка месторождения битума.

Способ разработки месторождения битума, включающий строительство двухустьевых верхней и нижней скважин с горизонтальными участками, оснащенных фильтрами с отверстиями, расположенными друг над другом, спуск технологических колонн труб с насосами для отбора разогретого битума, прогрев пласта закачкой пара в обе скважины, разогрев межскважинной зоны пласта, снижение вязкости битума, снятие термограмм с термодатчиков, размещенных в горизонтальных участках скважин, анализ состояния пласта на равномерность прогрева и осуществление равномерного прогрева пласта с учетом полученных термограмм, отличающийся тем, что фильтры горизонтальных участков верхней и нижней двухустьевых скважин разделяют на зоны отбора, внутри фильтров напротив каждой из зон отбора устанавливают хвостовики с отверстиями, которые спускают на концах технологических колонн труб с устьев двухустьевых скважин, причем хвостовики жестко соединены с соответствующими технологическими колоннами труб с возможностью герметичного закрытия или открытия отверстий фильтров горизонтальных участков двухустьевых скважин, обвязывают с одного устья межколонные пространства верхней и нижней двухустьевых скважин между собой, обвязывают с другого устья межколонные пространства верхней и нижней двухустьевых скважин с парогенератором, при закрытых отверстиях фильтров горизонтальных участков двухустьевых скважин производят разогрев межскважинной зоны пласта, а также зон пласта выше и ниже горизонтальных участков двухустьевых скважин, снижают вязкость битума замкнутой циркуляцией пара одновременно по межколонным пространствам верхней и нижней двухустьевых скважин посредством парогенератора без закачки пара в пласт, при достижении температуры 85-95°C по данным термограмм, снятым с термодатчиков в зонах отбора двухустьевых скважин, отключают парогенератор, прекращают циркуляцию пара, открывают отверстия фильтров путем совмещения их с отверстиями хвостовиков и начинают отбор разогретого битума одновременно из верхней и нижней двухустьевых скважин по технологическим колоннам труб с помощью насосов, при достижении температуры 35-45°C по данным термограмм, снятым с термодатчиков в зонах отбора двухустьевых скважин, отключают насосы, герметично закрывают отверстия фильтров, путем их разобщения с отверстиями хвостовиков, запускают парогенератор и возобновляют процесс разогрева межскважинной зоны пласта и снижение вязкости битума путем замкнутой циркуляции пара по межколонному пространству верхней и нижней двухустьевых скважин.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - обеспечение более быстрого роста средней температуры по залежи, более высокие значения добычи нефти уже на начальном этапе разработки залежи с одновременным снижением материальных затрат и повышением безопасности работ на скважинах.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей высоковязкой нефти или битумов. Технический результат - повышение нефтеотдачи, увеличение охвата пласта агентом воздействия с одновременным снижением затрат.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи пласта, увеличение охвата пласта агентом воздействия за счет увеличения зоны прогрева пласта.

Изобретение относится к газовой отрасли горнодобывающей промышленности и может быть использовано для добычи газа из месторождений газовых гидратов, залегающих под морским дном или на суше под покровной толщей вышележащих отложений горных пород.

Изобретение относится к нефте- и газодобывающей промышленности и предназначено для активизации и возобновления притоков в нефтяных и газовых скважинах. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частотности к тепло-физико-химической обработке призабойной зоны пласта. .

Изобретение относится к нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности и может быть использовано при добыче нефти, содержащей большое количество попутного газа.

Изобретение относится к газонефтяной промышленности, а более конкретно к объектам обустройства морского месторождения добычи твердых газовых гидратов. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке месторождений с применением газлифтных способов эксплуатации скважин.

Предложение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей высоковязкой нефти или битумов. Обеспечивает повышение нефтеотдачи, увеличение охвата пласта агентом воздействия за счет увеличения зоны прогрева пласта теплоносителем. Сущность изобретения: осуществляют бурение нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин с расположением забоя нагнетательной скважины над средней частью горизонтальной добывающей скважины, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие горизонтальные скважины с контролем температуры продукции. При превышении допустимой температуры осуществляют установку пакера и последующий его перенос в добывающей скважине для отбора в участке горизонтального ствола с более низкой температурой. Нагнетательную скважину бурят над добывающей скважиной ей навстречу. При этом, нагнетательную скважину оснащают дополнительным переносным глухим пакером, который переносят в горизонтальном участке от устья к забою параллельно пакеру добывающей скважины, который устанавливают после прорыва теплоносителя из нагнетательной скважины в добывающую с возникновением гидродинамической связи между этими скважинами для отсечения участка прорыва теплоносителя. При последующем прорыве теплоносителя из нагнетательной скважины в добывающую над установленным пакером его последовательно переустанавливают выше участков прорыва теплоносителя. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности устройства за счет комплексного термогазодинамического и химического воздействия на призабойную зону пласта нефтяной скважины, уменьшение шлакообразования относительно массы устройства в 3-5 раз, упрощение изготовления устройства. Устройство для обработки призабойной зоны пласта нефтяной скважины включает воздушную камеру с атмосферным давлением и приемную камеру, выполненную из легкого упругопластичного материала. В приемной камере размещены цилиндрической формы композиционные материалы: малогазовый и газогенерирующий при сгорании композиционный материал, а между малогазовым и газогенерирующим композиционными материалами приемная камера устройства дополнительно содержит газо- и кислотогенерирующий при сгорании композиционный материал. Малогазовый при сгорании композиционный материал, обращенный к воздушной камере и закрепленный радиально расположенными металлическими штырьками неподвижно относительно корпуса приемной камеры, сформирован из композиции, включающей, мас.%: аммиачная селитра гранулированная марки Б 45-46, бихромат калия 1-2, эпоксидная смола марки ЭД-20 40-42, пластификатор марки ЭДОС 2-3, отвердитель Агидол марки АФ-2М 9-10. Газо- и кислотогенерирующий при сгорании композиционный материал сформирован из композиции, включающей, мас.%: нитрат аммония 40-50, порошкообразный фторкаучук марки СКФ-32 с дисперсностью 0,5-1,5 мм 10, хлорпарафин марки ХП-1100 10-30, фторопласт марки Ф-32Л 10-40. Газогенерирующий при сгорании композиционный материал сформирован из композиции, включающей, мас.%: нитрат аммония 78-85, порошкообразный бутадиен-нитрильный каучук с дисперсностью 0,5-1,5 мм 12, бихромат калия 3-10. 1 табл., 5 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - предотвращение обводнения добывающей скважины подошвенными водами, увеличение нефтеизвлечения залежи, сохранение высокого дебита нефти в реальных условиях неоднородного пласта, подстилаемого подошвенной водой, увеличение безводного периода работы скважин. Способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума методом закачки пара в пласт включает строительство горизонтальной основной добывающей скважины и расположенной выше горизонтальной нагнетательной скважины, закачку пара в горизонтальные скважины, а после создания проницаемой зоны между скважинами закачку пара в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины. При этом строят дополнительные горизонтальные добывающие скважины, расположенные последовательно и параллельно с основной. Причем горизонтальные добывающие скважины располагают выше водонефтяного контакта ВПК, но ниже нагнетательной скважины на 5-8 м. При этом расстояние между забоем одной горизонтальной добывающей скважины и входом в кровлю другой в горизонтальной проекции должно быть не менее 5 м. Закачку пара в добывающие скважины перед началом отбора осуществляют в объеме 2-10 т/м суммарной длины горизонтальных участков, после чего из добывающих скважин производят регулируемый отбор продукции так, чтобы забойное давление в каждой добывающей скважине было не менее пластового давления подошвенных вод. 1 пр., 2 ил.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к тепловой обработке продуктивного пласта при подъеме продукции из скважин с высоковязкой нефтью и природными битумами. Обеспечивает повышение эффективности использования скважин и оборудования при разработке залежей высоковязкой нефти и природных битумов тепловыми методами. Сущность изобретения: способ включает закачку высокотемпературного рабочего агента в парообразном состоянии по соответствующей колонне труб в рабочую камеру с циклическими подъемом продукции пласта по соответствующей колонне труб через основной нагнетательный клапан на поверхность и отбором продукции пласта в рабочую камеру через всасывающий клапан из внутрискважинного пространства, с периодическим нагнетанием рабочего агента через внутрискважинное пространство в пласт с отключением циклического подъема продукции пласта и отбора ее в рабочую камеру. Нагнетание рабочего агента производят в пласт с перекрытием на устье колонны труб для прохода поднимаемой жидкости через камеру вытеснения и дополнительный нагнетательный клапан, настроенный на давление открытия, большее, чем давление открытия основного нагнетательного клапана. Циклические подъемы продукции пласта и отборы ее в рабочую камеру осуществляют при постоянной подаче рабочего агента в рабочую камеру через дроссель, обеспечивающий нелинейное изменение и ограничение расхода подаваемого рабочего агента, поступающего в конденсационную камеру, при открытии гидравлического реле для обеспечения падения давления в камере до давления на забое скважины и поступления продукции пласта через всасывающий клапан в камеру. 2 н.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к установке для добычи на месте содержащего углеводороды вещества из подземного месторождения с понижением его вязкости. Обеспечивает повышение надежности индукционного нагревания и упрощение ввода энергии в подземное месторождение. Сущность изобретения: установка содержит по меньшей мере один добычный трубопровод, в частности, для транспортировки битумов или особенно тяжелой нефти из пласта под покрывающей породой с понижением их вязкости. При этом добычный трубопровод снабжен в месторождении средствами для индукционного нагревания относительно окружения добычного трубопровода, которые содержат электрический генератор высокой мощности снаружи покрывающей породы и месторождения, электрический прямой и обратный провода, а также соединенные с ними индукторные линии. Согласно изобретению прямой и обратный провода индукторных линий проходят в покрывающей породе на глубину месторождения по существу вертикально и имеют небольшое по сравнению с протяженностью линий боковое расстояние друг от друга максимально 10 м. Проходящие горизонтально в пласте индукторные линии имеют на отдельных участках различные расстояния друг от друга. При этом в индукторных линиях в пласте образованы секции, резонансные длины которых согласованы так, что все секции имеют резонанс на одинаковой частоте. 30 з.п. ф-лы, 1 табл., 10 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений, содержащих высоковязкие и сверхвязкие нефти. Технический результат - повышение коэффициента нефтеотдачи пласта и темпов отбора нефти за счет увеличения охвата пласта воздействием и увеличения коэффициента нефтеизвлечения. Способ разработки залежи высоковязкой нефти включает вскрытие залежи вертикальными добывающими и нагнетательными скважинами, закачку теплоносителя через нагнетательную скважину и циклически через добывающие, отбор продукции через добывающие скважины после прекращения закачки теплоносителя и выдержки, перевод под закачку теплоносителя следующей добывающей скважины. Вскрытие залежи и закачку теплоносителя осуществляют в нефтеносный пласт, очередность перевода добывающих скважин под закачку теплоносителя определяют по наименьшей производительности по нефти и забойной температуре. На первом этапе осуществляют дренирование призабойных зон скважин, заключающееся в чередующихся операциях по закачке теплоносителя - пара, выдержке и отборе продукции. На втором этапе в нагнетательные скважины закачивают теплоноситель - горячую воду, с температурой 60-100°C и периодически растворитель в количестве 0,1-1% от объема закаченной горячей воды с поверхностно-активным веществом в количестве 0,1-2% от объема растворителя, в добывающие скважины в первом цикле закачивают горячую воду в объеме, равном объему отобранной жидкости после последней паротепловой обработки, а объемы последующих закачек равны объемам отобранной жидкости в предыдущих циклах, перед нагнетанием горячей воды в добывающие скважины в каждом цикле производят закачку оторочки растворителя с поверхностно-активным веществом в количестве 0,1-2% от объема растворителя, объем оторочки растворителя рассчитывают. В качестве растворителя применяют жидкую фракцию пиролиза автомобильных шин. 1 з.п. ф-лы, 2 табл., 1 ил.

Изобретение относится к разработке месторождений преимущественно с низким пластовым давлением и высоковязкой нефтью. Технический результат - повышение нефтеотдачи месторождения и эффективности его эксплуатации за счет увеличения охвата пласта воздействием и притока из него в скважину. Способ разработки месторождения высоковязкой нефти включает бурение пересекающихся и сообщающихся вертикальной и основной горизонтальной скважин. К вертикальной скважине напротив основной горизонтальной скважины подключают еще одну основную горизонтальную скважину. Поперечно к вертикальной и основным горизонтальным скважинам подключают несколько дополнительных горизонтальных скважин. Затем создают аналогичные элементы по месторождению, при этом дополнительные горизонтальные скважины одного элемента располагают между дополнительными горизонтальными скважинами соседнего элемента. Вначале указанные элементы эксплуатируют как нагнетательно-добывающие циклически с закачкой рабочего агента, выдержкой и отбором продукции до раздренирования призабойной зоны, затем чередуют эксплуатацию соседних элементов в качестве нагнетательных и добывающих до выработки месторождения или без раздренирования сразу чередуют эксплуатацию соседних элементов в качестве нагнетательных и добывающих. Изобретение развито в зависимых пунктах. 3 з.п. ф-лы, 1 пр., 2 ил.

Группа изобретений относится к транспортировке «in-situ» битума или особо тяжелой фракции нефти из подземных резервуаров - месторождений нефтеносного песка и горючих сланцев. Обеспечивает повышение эффективности изобретений. Сущность изобретений: подземный резервуар нагружают тепловой энергией для снижения вязкости битума или особо тяжелой фракции нефти. Для этого предусмотрено по меньшей мере одно электрическое/электромагнитное нагревание, а также предусмотрена транспортирующая труба для отвода сжиженного битума или особо тяжелой фракции нефти. На заданной глубине резервуара проведены по меньшей мере два линейно протяженных проводника по меньшей мере на участках параллельно в горизонтальной ориентации. При этом концы проводников внутри или вне резервуара электропроводно соединены и совместно образуют проводящий шлейф, а также вне резервуара подключены к внешнему генератору переменного тока для выработки электрической мощности. Согласно изобретению параметры, важные для электрического/электромагнитного нагревания резервуара, являются переменными по времени и/или по месту и их изменяют извне резервуара для оптимизации объемного расхода при транспортировке битума или особо тяжелой фракции нефти. При этом передают электрическую мощность от генератора, по меньшей мере одного, последовательно во времени на соседние и обратные индукторы таким образом, что исключают взаимное ослабление полей при индуктивном нагревании подземного резервуара, или передают электрическую мощность на упомянутые индукторы одновременно, но с различными частотами, с разной силой тока и сдвигом фазы на 180° между соседними индукторами. 2 н. и 20 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке месторождений высоковязкой нефти и/или битума с использованием термических способов добычи из наклонно направленных скважин. Технический результат - повышение темпов отбора нефти и увеличение коэффициента нефтеизвлечения. Сущность изобретения: способ включает бурение в продуктивном стволе восходящего участка скважины с двумя вскрытыми зонами, оборудованными фильтрами, зоной фильтрации и зоной закачки пара и забоем, расположенным ниже кровли не менее 2 м, размещение в этом участке колонны насосно-компрессорных труб с центраторами для циклической закачки теплоносителя через них и эксплуатационной колонны с насосом для отбора нефти и перед спуском колонны труб, которые выполняют теплоизолированными, изоляцию межтрубного пространства пакером между фильтром и колонной труб и между вскрытыми зонами, а также расположение насоса в эксплуатационной колонне скважины выше фильтра в пределах подошвенной части продуктивного пласта, но ниже забоя восходящего участка. Согласно изобретению одинаковые по конструкции наклонно направленные скважины располагают под углом друг к другу так, чтобы в пространстве продуктивного пласта зона закачки пара одной скважины находилась выше зоны отбора другой скважины на 5-10 м и ниже кровли пласта на 2-10 м. При этом при строительстве расстояние между соседними параллельными наклонно направленными скважинами выдерживают равным 30-100 м. Добычу высоковязкой нефти или битума ведут в двух вариантах: циклическом и непрерывном режимах закачки пара и отбора продукции. 1 з.п. ф-лы, 1 пр., 1 табл., 2 ил.

Предложение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - увеличение эффективности вытеснения вязких нефтей и битумов, в том числе путем увеличения охвата пласта агентом воздействия, получение дополнительной добычи вязких нефтей и битумов за счет последовательной отработки всего пласта с одновременным снижением затрат и упрощением строительства горизонтальных скважин. Способ разработки залежей вязких нефтей и битумов включает строительство добывающей скважины с горизонтальным вскрытым участком в продуктивном пласте, строительство нагнетательной скважины с горизонтальным вскрытым участком, расположенным над аналогичным участком добывающей скважины в этом же пласте на расстоянии не менее 4 м, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукции пласта из добывающей скважины, проведение контроля по температуре добываемой продукции скважины и ее дебиту из добывающей скважины, когда при каждом снижении дебита или при достижении температуры продукции пласта до 90% от температуры прорыва теплоносителя из нагнетательной скважины в добывающую производят изоляцию равными участками последовательно от забоя нагнетательной скважины, после чего проводят работу скважин в обычном режиме. Причем горизонтальный участок нагнетательной скважины строят навстречу горизонтальному участку добывающей скважины, нагнетательную скважину разбивают на участки с шагом 20-50 м, закачку теплоносителя производят в каждый участок последовательно, начиная от забоя с последующей их изоляцией с выдерживанием расстояния, исключающего прорыв теплоносителя в предыдущий участок. После закачки теплоносителя в последний участок нагнетательной скважины производят нагнетание теплоносителя по всей длине нагнетательной скважины в объеме, примерно равном суммарному объему закачки во все участки. Горизонтальный участок добывающей скважины располагают на уровне не менее 2 м выше водонефтяного контакта.1 з. п. ф-лы, 3 ил.
Наверх