способ добычи из подземной залежи тяжелых и высоковязких углеводородов

Формула изобретения

Способ добычи из подземной залежи тяжелых и высоковязких углеводородов, содержащий бурение и подготовку к эксплуатации с установкой обсадных колонн нагнетательных скважин с горизонтальными концевыми участками и добывающих скважин с горизонтальными концевыми участками в залежи ниже уровня нагнетательной скважины для извлечения углеводородов, создание проницаемой зоны между нагнетательными и добывающими скважинами, отличающийся тем, что бурение нагнетательных и добывающих скважин производят по одной из площадных систем с определенным расстоянием между ними, причем после установки обсадных колонн, но перед формированием горизонтальных концевых участков, нагнетательные и добывающие скважины углубляют до расчетной глубины, далее в каждую скважину до взаимодействия с забоем спускают отклонитель для направления его выходных каналов в открытый участок скважины, образованный ее углублением, и формируют последовательно через каждый открытый участок скважины необходимое количество горизонтальных концевых участков в скважине, после спуска теплоизолированной колонны труб в каждой скважине выше открытого участка скважины устанавливают пакер, изолирующий межтрубное пространство между обсадной колонной и теплоизолированной колонной труб для исключения термического воздействия на скважину выше пакера.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к способу добычи углеводородов из подземной залежи гудронового песка или залежи тяжелой нефти, имеющих высокую вязкость. Для получения углеводородов из таких залежей необходимо их нагревание.

Известен способ разработки нефтяного месторождения (патент RU №22113857, МПК 7 Е21В 43/24, опубл. в бюл. №28 от 10.10.2003 г.), включающий бурение вертикальных скважин с боковыми стволами, закачку теплоносителя в пласт через боковые стволы и отбор через них нефти, причем вертикальные скважины бурят до подошвы нижнего объекта с размещением их по одной из площадных систем, при этом до начала площадной закачки рабочего агента, например воды, в пласт бурят боковые стволы в каждой вертикальной скважине в каждом эксплуатационном объекте пласта, затем осуществляют последовательную обработку боковых стволов путем подачи в них теплоносителя с последующим отбором через боковые стволы нефти до снижения дебита скважины до минимально рентабельного уровня, причем циклы закачки пара и отбора нефти повторяют до предельно допустимого обводнения добывающей нефти.

Недостатком данного способа является то, что отбор продукции из скважины ведут циклически, сочетая его с закачкой пара до предельно допустимого обводнения добываемой продукции, что снижает объем добываемой нефти и ведет к значительным затратам тепловой энергии на прогревание пласта.

Известен также способ разработки месторождений высоковязких нефтей и битумов наклонно-горизонтальными скважинами (патент RU №2237804, МПК 7 Е21В 43/24, опубл. в бюл. №28 от 10.10.2004 г.), включающий бурение скважин по определенной сетке, нагнетание вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отбор пластовых флюидов через добывающие скважины, при этом бурение скважин ведут по радиальной сетке так, что нагнетательные скважины располагают по продуктивному пласту ближе к верхней границе пласта по наиболее проницаемым пропласткам, а добывающие - ближе к нижней границе пласта, причем на начальной стадии разработки во всех скважинах проводят термоциклическую обработку пласта с паровой стимуляцией с последующим переходом на отбор пластовых флюидов через добывающие скважины с площадным воздействием на пласт через нагнетательные скважины.

Наиболее близким по технической сущности является способ добычи углеводородов из подземной залежи гудронного песка или залежи тяжелой нефти (патент RU №2098613 МКИ 6 Е21В 43/24, опубл. в бюл. 34 от 10.12.1997 г.), содержащий бурение и подготовку к эксплуатации нагнетательной скважины, которая заканчивается в залежи, и добывающей скважины, которая заканчивается в залежи ниже уровня нагнетательной скважины, создание проницаемой зоны между нагнетательной и добывающей скважинами, при этом бурение и подготовку к эксплуатации осуществляют, по меньшей мере, двумя парами скважин, где каждая пара включает нагнетательную скважину, заканчивающуюся в залежи, и добывающую скважину, заканчивающуюся в залежи ниже уровня нагнетательной скважины, причем вторая пара скважин обращена к первой паре скважин, создают проницаемую зону между нагнетательной скважиной и добывающей скважиной каждой пары скважин, нагнетание водяного пара осуществляют по нагнетательным скважинам, одновременное извлечение углеводородов осуществляют по добывающим скважинам, при этом давление нагнетания в нагнетательной скважине первой пары превышает давление нагнетания в нагнетательной скважине второй пары скважин, причем каждая нагнетательная и добывающая скважины имеют горизонтальные концевые участки, проходящие внутри залежи.

Как аналогам, так и прототипу в той или иной степени присущи общие недостатки:

во-первых, сложный технологический процесс осуществления способа;

во-вторых, малая площадь охвата залежи горизонтальными участками и, как следствие, низкая эффективность разработки залежи;

в-третьих, сложность ориентации горизонтальных участков нагнетательных и добывающих скважин в залежи;

в-четвертых, в процессе закачки теплоносителя оказывается тепловое воздействие на стенки скважины, что отрицательно влияет на прочность крепления (цементного камня) обсадной колонны скважины и ведет к преждевременному разрушению цементного камня за обсадной колонной скважины.

Технической задачей изобретения является упрощение технологического процесса осуществления способа и увеличение точности ориентации горизонтальных участков скважин в залежи, а также повышение эффективности разработки залежи за счет увеличения площади охвата залежи тяжелых и высоковязких углеводородов горизонтальными участками и снижение теплового воздействия на стенки скважины в процессе эксплуатации.

Поставленная техническая задача решается способом добычи из подземной залежи тяжелых и высоковязких углеводородов, содержащим бурение и подготовку к эксплуатации с установкой обсадных колонн нагнетательных скважин с горизонтальными концевыми участками и добывающих скважин с горизонтальными концевыми участками в залежи ниже уровня нагнетательной скважины для извлечения углеводородов, создание проницаемой зоны между нагнетательными и добывающими скважинами.

Новым является то, что бурение нагнетательных и добывающих скважин производят по одной из площадных систем: нагнетательные и добывающие скважины углубляют до расчетной глубины, причем после установки обсадных колонн, но перед формированием горизонтальных концевых участков, нагнетательные и добывающие скважины углубляют до расчетной глубины, далее в каждую скважину до взаимодействия с забоем спускают отклонитель, направляющий выходные каналы отклонителя в открытый участок скважины, образованный ее углублением, и формируют последовательно через каждый открытый участок скважины необходимое количество горизонтальных концевых участков в скважине, после спуска теплоизолированной колонны труб в каждой скважине выше открытого участка скважины устанавливают пакер, изолирующий межтрубное пространство между обсадной колонной и теплоизолированной колонной труб для исключения термического воздействия на скважину выше пакера.

На фиг.1 в продольном разрезе схематичное представлено изображение подземной залежи тяжелых и высоковязких углеводородов с добывающей и нагнетательной скважинами.

На фиг.2 в сечение А-А схематичное представлено изображение подземной залежи тяжелых и высоковязких углеводородов с добывающей и нагнетательной скважинами.

Суть способа заключается в следующем.

Сначала на одной площадной системе производят бурение одной пары скважин, состоящей из нагнетательной 1 (см. фиг.1) и добывающей 2 скважин с определенным расстоянием L между ними, причем в каждую из скважин после бурения устанавливают обсадную колонну, которую затем цементируют.

Далее нагнетательную 1 и добывающую 2 скважины углубляют до расчетной глубины (например, на 10 метров), при этом в скважинах образуются углубления 3 и 4 соответственно. Затем в каждой из скважин начинают формирование горизонтальных концевых участков. Для этого в каждую из скважин до взаимодействия с забоем спускают отклонитель (на фиг.1 и 2 не показано), который направляет выходные каналы отклонителя (см. патенты US №5413184 опубл. 09.05.1995 г., РСТ WO №99/29997 от 17.06.1999 г., RU №2259457, опубл. Бюл. №24 от 27.08.2005 г.) в открытые участки 5 и 6, соответственно нагнетательной 1 и добывающей 2 скважин, образованные их углублением 3 и 4 соответственно.

После чего формируют через каждый открытый участок 5 и 6, соответственно, нагнетательной 1 и добывающей 2 скважин необходимое количество горизонтальных концевых участков 7; 7 ; 7 ; 7 ...7ⁿ и 8; 8 ; 8 ; 8 ...8ⁿ соответственно, причем высота Н (см. фиг.1) между вышеуказанными концевыми горизонтальными участками в нагнетательной 1 и добывающей 2 скважинах должна быть не менее 5 метров для исключения прорывания теплоносителя в процессе его нагнетания из разветвленных горизонтальных концевых участков 7; 7 ; 7 ; 7 ...7ⁿ нагнетательной скважины 1 в разветвленные горизонтальные концевые участки 8; 8 ; 8 ; 8 ...8ⁿ добывающей скважины 2.

Вышеуказанное расстояние L (см. фиг.2) между осями добывающей 1 и нагнетательной 2 скважин определяется расчетным путем и зависит от длины горизонтальных концевых участков 7; 7 ; 7 ; 7 ...7ⁿ нагнетательной скважины 1 и длины разветвленных горизонтальных концевых участков 8; 8 ; 8 ; 8 ...8ⁿ добывающей скважины 2.

По окончании строительства скважин начинают их подготовку к эксплуатации. Для этого нагнетательную скважину 1 (см. фиг.1) оснащают теплоизолированной колонной труб 9 для подачи теплоносителя, нижний конец которой спускают в углубление 3 напротив открытого участка 5.

Далее добывающую скважину 2 оснащают теплоизолированной колонной труб 10, нижний конец которой также спускают в углубления 4 напротив открытого участка 6.

Затем выше каждого из открытого участков 5 и 6, соответственно, нагнетательной 1 и добывающей 2 скважин устанавливают пакера 11 и 12 соответственно, изолирующие межтрубное пространство каждой скважины между обсадной колонной и теплоизолированной колонной труб, для исключения термического воздействия на стенки нагнетательной 1 и добывающей 2 скважин выше пакеров 11 и 12 соответственно.

Затем в теплоизолированную колонну труб 10 добывающей скважины 2 спускают насос 13 любой известной конструкции, например винтовой.

Затем с устья нагнетательной скважины 1 нагнетают теплоноситель (горячий водяной пар) в теплоизолированную колонну труб 9, который, достигнув открытого участка 5 углубления 3, попадает в горизонтальные концевые участки 7; 7 ; 7 ;7 ...7ⁿ нагнетательной скважины 1, по которым распространяется вглубь залежи тяжелых и высоковязких углеводородов 14. Далее запускают насос 13 добывающей скважины 2 в работу.

Разогревание происходит по всей высоте залежи тяжелых и высоковязких углеводородов 14 радиально направленно от каждого горизонтального концевого участка 7; 7 ; 7 ; 7 ...7ⁿ нагнетательной скважины 1

Разогретый продукт (тяжелая вязкая нефть) залежи тяжелых и высоковязких углеводородов 14 попадает в горизонтальные концевые участки 8; 8 ; 8 ; 8 ...8ⁿ добывающей скважины 2, по которым поступает в открытый участок 6 углубления 4 добывающей скважины 2, откуда попадает на прием насоса 13, которые перекачивают разогретую тяжелую вязкую нефть на дневную поверхность.

Использование теплоизолированных колонн труб 9 и 10, а также пакеров 11 и 12 позволяет значительно снизить отрицательное влияние теплового воздействия на крепление стенок скважин в процессе эксплуатации.

Далее, например в шахматном порядке в пределах одной площадной системы, проводят аналогичное строительство следующих пар скважин (на фиг.1 и 2 не показано), состоящих из нагнетательных 1 ......1ⁿ и добывающих скважин 2......2 ⁿ соответственно, соблюдая при этом вышеуказанное расстояние L между осями близлежащих скважин, которые также аналогичным образом подготавливают и запускают в эксплуатацию.

Предлагаемый способ позволяет повысить точность ориентации горизонтальных участков скважин в залежи, а также эффективность разработки залежи за счет увеличения площади охвата залежи тяжелых и высоковязких углеводородов горизонтальными участками, а упрощение технологического процесса осуществления способа позволяет сэкономить материальные и финансовые затраты. Кроме того, снижение теплового воздействия на стенки скважины в процессе эксплуатации позволит продлить срок службы скважины до капитального ремонта.