способ добычи высоковязкой нефти из наклонно направленной скважины методом циклической закачки пара в пласт

Формула изобретения

Способ добычи высоковязкой нефти из наклонно направленной скважины методом циклической закачки пара в пласт, включающий бурение в продуктивном стволе восходящего участка скважины, размещение в этом участке колонны насосно-компрессорных труб с центраторами для циклической закачки теплоносителя через них и эксплуатационной колонны с насосом для отбора нефти, отличающийся тем, что забой восходящего участка располагают ниже кровли не менее 2 м и перед спуском колонны труб, которые выполняют теплоизолированными, восходящий участок скважины оборудуют фильтром с двумя вскрытыми зонами в начале и конце этого участка, а межтрубное пространство между фильтром и колонной труб и между вскрытыми зонами изолируют пакером, при этом насос располагают в эксплуатационной колонне скважины выше фильтра в пределах подошвенной части продуктивного пласта, но ниже забоя восходящего участка.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, к термическим способам добычи нефти или битума из одиночной горизонтальной скважины.

Известен способ разработки и добычи высоковязкой нефти (заявка РФ № 2007122922/03 Е21В 43/24, опубл. 27.12.2008), включающий бурение этажной горизонтальной скважины с размещением двух горизонтальных стволов в одной вертикальной плоскости, при этом окна зарезки горизонтальных стволов располагаются в нефтенасыщенном пласте на расстоянии 8-10 м друг от друга, а вытеснение вязкой нефти или битума производится с помощью закачки теплоносителя. Горизонтальные стволы бурятся по восходящей траектории и размещаются по направлению к купольной части залежи, забой каждого ствола располагается выше окна зарезки. Закачка теплоносителя ведется через насосно-компрессорные трубы (НКТ) верхнего горизонтального ствола, а отбор жидкости - через НКТ нижнего горизонтального.

Недостатками данного способа являются высокая стоимость бурения этажной горизонтальной скважины с размещением двух горизонтальных стволов в одной вертикальной плоскости, сложность монтажа спускаемого оборудования. Обязательная направленность бурения скважины в сторону купольной части залежи ограничивает выбор разрабатываемого участка.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ теплового вытеснения нефти из горизонтальной скважины (пат. РФ № 2067168, Е21В 43/24, опубл, 27.09.1996), включающий добычу высоковязкой нефти методом циклической закачки теплоносителя в конечную часть ствола горизонтальной скважины и отбором жидкости из отделенной пакером зоны закачки пара ближайшего участка. Способ реализуется следующим образом: по кольцевым образующим в начале и в конце горизонтальной части участка эксплуатационной колонны скважины производится перфорация, к ближайшему к забою интервалу перфорации спускаются НКТ, снабженные пакерным устройством, разобщающим горизонтальный ствол скважины между этими двумя группами перфорации. Теплоноситель закачивается по НКТ в пласт через удаленную зону перфорации, а жидкость отбирается из ближней от устья зоны перфорации. Транспорт жидкости на поверхность производится по кольцевому межтрубному пространству скважины.

Способ имеет следующие недостатки:

- закачка теплоносителя и подъем жидкости на поверхность производится по не теплоизолированным НКТ, в результате этого в межтрубном пространстве происходит интенсивный теплообмен закачиваемого теплоносителя с добываемой жидкостью и жидкостью, находящейся в межтрубном пространстве, что приводит к большим тепловым потерям и снижению температуры закачиваемого агента;

- в предложенном способе предусматривается только фонтанный способ подъема жидкости на поверхность по межтрубному пространству.

Техническими задачами изобретения являются снижение материальных и энергетических затрат за счет бурения единичной наклонно направленной скважины, а также увеличение дебита скважины, реализуемое механизированным отбором жидкости.

Поставленная задача решается способом добычи высоковязкой нефти из наклонно направленной скважины методом циклической закачки пара в пласт, включающим бурение в продуктивном стволе восходящего участка скважины, размещение в этом участке колонны насосно-компрессорных труб с центраторами для циклической закачки теплоносителя через них и эксплуатационной колонны с насосом для отбора нефти.

Новым является то, что забой восходящего участка располагают ниже кровли не менее 2 м, и перед спуском колонны труб, которые выполняют теплоизолированными, восходящий участок скважины оборудуют фильтром с двумя вскрытыми зонами в начале и конце этого участка, а межтрубное пространство между фильтром и колонной труб и между вскрытыми зонами изолируют пакером, при этом насос располагают в эксплуатационной колонне скважины выше фильтра в пределах подошвенной части продуктивного пласта, но ниже забоя восходящего участка.

На чертеже изображена схема наклонно направленной скважины в разрезе нефтяного пласта.

Способ реализуется следующим образом.

Производится наклонное бурение ствола 1 скважины под эксплуатационную колонну 2 до глубины ниже кровли 3 пласта 4 не менее 2 м. Спускается эксплуатационная колонна 2, производится цементаж затрубного пространства 5. Меньшим диаметром долота производится бурение восходящего участка 6 ствола скважины по наклонно направленной восходящей траектории, при этом максимальный угол кривизны расположен в подошвенной части 7 продуктивного пласта 4, далее проводка восходящего участка 6 ствола 1 скважины ведется с углом подъема не менее 5-8° от подошвы 7 к кровле 3 с установкой забоя 8 скважины на расстоянии не менее 2 м по вертикали ниже кровли продуктивного пласта 4.

Производится спуск фильтра 9 с двумя вскрытыми зонами перфорации 10, 10' в конце и начале восходящего участка скважины 6.

Спускаются теплоизолированные НКТ 11, снабженные термостойким пакером 12, разобщающим восходящий участок скважины с двумя вскрытыми зонами, которые расположены в начале и конце этого участка 6. Выше вскрытой зоны перфорации 10, но ниже забоя 8 (для получения максимального притока разогретой нефти за счет гравитационных сил) спускается электроцентробежный насос 13 на НКТ 14 с термопарным кабелем (на чертеже не указан) для контроля температуры на приеме насоса.

Уклон восходящего участка 6 ствола скважины 1 от кровли 3 к подошве 6 пласта 4 позволяет разогретой нефти под воздействием гравитационных сил стекать к нижней вскрытой зоне 10 ствола скважины 1.

Применение теплоизолированных НКТ 11 снижает тепловые потери закачиваемого пара, а отсутствие нагрева внешней поверхности НКТ 11 дает возможность использовать электроцентробежный насос 13 серийного типа, который находится в допустимых температурных условиях эксплуатации в период закачки пара в пласт 4.

Закачивается расчетное количество теплоносителя в удаленную вскрытую зону 10' по колонне теплоизолированных НКТ 11. Выдерживается определенный промежуток времени для распределения тепла в пласте 4 и производится отбор жидкости насосом 13 по НКТ 14 до допустимого снижения дебита, после чего цикл закачки пара по колонне теплоизолированных труб 11 повторяется.

Пример конкретного выполнения.

На участке залежи высоковязкой нефти в пласте 4 пробурили скважину с восходящим участком 6. Осуществили ее обустройство. Уточнили коллекторские и тепловые свойства вскрытого пласта 4. На основании изученных и уточненных коллекторских свойств была построена стационарная геологическая модель пласта 4. Участок разработки залежи, на котором была смоделирована заявляемая технология, имеет геометрические размеры 200×100×15 м. Средняя толщина пласта равна 15 м.

В наклонно направленную скважину 1 обеспечили подачу пара. После прогрева и начала создания паровой камеры подачу пара в скважину 1 прекратили и начали отбор жидкости насосом 13 по НКТ 14.

Для базы сравнения был рассчитан вариант с использованием одиночной горизонтальной скважины с длиной горизонтального ствола 200 м. Результаты расчетов показали, что эффективность предлагаемого способа выше: максимально достигаемый коэффициент нефтеотдачи больше на 5%, полученный по модели максимальный дебит нефти составил 8 т/сут против 3 т/сут при использовании горизонтальных в вертикальной плоскости скважин.

Таким образом, в отличие от применения технологии закачки пара в горизонтальные скважины, предлагаемый способ за счет применения теплоизолированных НКТ, особого профиля скважины и механизированного способа добычи позволяет снизить материальные и энергетические затраты и получить более высокий темп отбора жидкости со скважины.