способ повышения нефтеотдачи пластов

Формула изобретения

Способ повышения нефтеотдачи пластов, заключающийся в том, что в пробуренную горизонтальную скважину устанавливают перфорированную обсадную колонну, цементируют затрубное пространство до горизонтального ствола, отличающийся тем, что в обсадную колонну до горизонтальной ее части, перфорированной по всей длине, устанавливают колонну насосно-компрессорных труб, в которую устанавливают вторую колонну насосно-компрессорных труб до конца горизонтальной части обсадной колонны, в скважину подают газ по кольцевому каналу между обсадной и первой колонной насосно-компрессорных труб, а теплоноситель подают по второй колонне насосно-компрессорных труб в оконечную часть обсадной колонны, продукцию отбирают по кольцевому каналу между первой и второй колоннами насосно-компрессорных труб до обеспечения заданной приемистости, после чего отбор продукции из данной скважины прекращают, кольцевой канал между первой и второй колоннами насосно-компрессорных труб заполняют газом, а отбор продукции ведут из соседних добывающих скважин.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к добыче нефти с применением тепла, преимущественно из коллекторов с тяжелой битумной нефтью в комплексе с бурением горизонтальных скважин.

Известен способ добычи нефти, заключающийся в том, что в пробуренную нагнетательную скважину с зацементированной обсадной колонной через внутреннюю колонну под давлением закачивают газообразный агент. В кольцевом межтрубном пространстве создают водяную рубашку, в которую охлаждающая вода подается с поверхности. Газообразный агент поступает в скважину через забойное устройство, соединенное с внутренней колонной. Отбор продукта идет через добывающие скважины (патент Норвегии 159459, Е 21 В 43/243, опубл. 28.12.88). Известный способ не обеспечивает приемистости скважины за счет прогрева призабойной зоны циркулирующим вдоль нее теплоносителем и отбора разогретой продукции, а также увеличивает энергозатраты, связанные с нагревом охлаждающей воды и прилегающих к обсадной колонне горных пород.

В качестве прототипа принят способ теплового вытеснения нефти из горизонтальной скважины, заключающейся в том, что в пробуренную скважину устанавливают перфорированную обсадную колонну, цементируют затрубное пространство до горизонтального ствола, устанавливают в обсадную колонну насосно-компрессорные трубы, центрируют их в обсадной колонне с помощью пакера, по насосно-компрессорным трубам подают теплоноситель, а продукт транспортируют по кольцевому межтрубному пространству, при этом перфорацию осуществляют по кольцевым образующим в оконечной части за пакером и в начале горизонтального участка непосредственно за зацементированным затрубным пространством, теплоноситель подают в оконечную часть обсадной колонны за пакер, а продукт отбирают через перфорацию обсадной колонны в начале горизонтального участка (патент РФ 2067168, Е 21 В 43/24, опубл. 27.09.96). Способ-прототип имеет высокие энергопотери, связанные с тем, что при транспортировке продукции по кольцевому межтрубному пространству отбирается тепло от поднимаемой продукции обсадной колонной и породой, расположенной за ней, в свою очередь остывающая по мере подъема продукция отбирает тепло через насосно-компрессорные трубы от подаваемого по ним теплоносителя.

Задачами, на решение которых направлено заявляемое изобретение, являются обеспечение заданной приемистости теплоносителя и снижение его энергопотерь.

Технический результат, который может быть получен от реализации изобретения, - подача с заданным темпом теплоносителя в пласт в условиях малой подвижности битумной нефти из-за ее высокой вязкости и ограниченного давления нагнетания из-за малой глубины залегания продуктивного пласта, а также уменьшение непроизводительного нагрева горных пород.

Указанный технический результат достигается за счет того, что в способе повышения нефтеотдачи пластов, заключающемся в том, что в пробуренную горизонтальную скважину устанавливают перфорированную обсадную колонну, цементируют затрубное пространство до горизонтального ствола, в обсадную колонну до горизонтальной ее части, перфорированной по всей длине, устанавливают колонну насосно-компрессорных труб, в которую устанавливают вторую колонну насосно-компрессорных труб до конца горизонтальной части обсадной колонны, в скважину подают газ по кольцевому каналу между обсадной и первой колонной насосно-компрессорных труб, а теплоноситель подают по второй колонне насосно-компрессорных труб в оконечную часть обсадной колонны, продукцию отбирают по кольцевому каналу между первой и второй колоннами насосно-компрессорных труб до обеспечения заданной приемистости, после чего отбор продукции из данной скважины прекращают, кольцевой канал между первой и второй колоннами насосно-компрессорных труб заполняют газом, отбор продукции ведут из соседних добывающих скважин.

Установка в обсадную колонну до горизонтальной ее части насосно-компрессорных труб и подача газа в кольцевое пространство между ними снижает передачу тепла от поднимаемой продукции и подаваемого теплоносителя в горные породы через обсадную колонну, так как теплопроводность газа на порядок меньше, чем металла или жидкости.

Установка в колонну насосно-компрессорных труб второй колонны позволяет подавать по ней теплоноситель в оконечную горизонтальную перфорированную часть обсадной колонны, создавать канал между первой и второй колоннами, по которому до обеспечения заданной приемистости поднимают продукцию и который после прекращения отбора заполняют газом, тем самым дополнительно снижают теплопотери при подаче теплоносителя в пласт.

На фиг.1 показана схема реализации способа до обеспечения приемистости, на фиг.2 - после.

Система, реализующая способ, содержит обсадную колонну 1, перфорацию 2, первую колонну насосно-компрессорных труб 3, расположенную внутри обсадной колонны до ее горизонтальной части, и вторую колонну насосно-компрессорных труб 4, расположенную в первой и установленную до конца горизонтальной части обсадной колонны. После спуска обсадной колонны в скважину затрубное пространство разобщают с помощью заглушки 5 и устанавливают цементный камень 6.

Способ реализуется следующим образом. Через вторую колонну насосно-компрессорных труб 4 теплоноситель, в качестве которого используется, например, пар, подается в оконечную часть обсадной колонны 1, откуда он перемещается к началу горизонтальной части по кольцевому пространству между обсадной 1 и второй колонной насосно-компрессорных труб, а также, проходя через перфорацию 2, по кольцевому пространству между обсадной колонной и горизонтальным стволом. При этом происходит локальный прогрев продуктивного пласта вокруг горизонтального ствола и за счет теплового расширения, снижения поверхностного натяжения и вязкости, гравитации "горячая" нефть поступает в ствол и через перфорацию в кольцевое пространство между обсадной и второй колонной насосно-компрессорных труб 4 и вместе с теплоносителем перемещается к началу горизонтальной части обсадной колонны, где подхватывается газом (например, воздухом, CO₂ и др.), подаваемым между обсадной 1 и первой колонной насосно-компрессорных труб 3, и по кольцевому каналу между первой 3 и второй 4 колоннами насосно-компрессорных труб поднимается на поверхность.

С увеличением радиуса прогрева продуктивного пласта вокруг горизонтального ствола увеличивается и его приемистость, о чем можно судить по падению давления подаваемого теплоносителя и газа, при постоянном темпе их подачи или по росту темпа подачи при постоянном давлении нагнетания. При достижении заданной приемистости отбор продукции из данной скважины прекращают, при этом кольцевую полость между первой 3 и второй 4 колоннами насосно-компрессорных труб за счет гравитационных сил заполняют подаваемым газом, подачу теплоносителя в пласт продолжают, а отбор продукции ведут из соседних добывающих скважин. Темп подачи теплоносителя и газа, а также давление нагнетания в каждом конкретном случае определяется расчетным или опытным путем с учетом глубины залегания продуктивного пласта, его характеристик, близости водоносных пластов, расстояния между скважинами и т.д. Одной из причин, ограничивающих параметры подачи теплоносителя в пласт, является опасность прорыва теплоносителя в водоносный пласт или соседнюю скважину. При необходимости увеличения пластового давления и упругой энергии пласта закачку газа продолжают, в противном случае прекращают. Таким образом, до обеспечения приемистости пласта скважина является одновременно и нагнетательной и добывающей, а после этого становится только нагнетательной.

По предполагаемому способу установка в обсадную колонну до горизонтальной ее части, перфорированной по всей длине, колонны насосно-компрессорных труб, в которую устанавливают вторую колонну до конца горизонтальной части обсадной колонны, подача в скважину газа по кольцевому каналу между обсадной и первой колонной насосно-компрессорных труб, а теплоносителя по второй колонне в оконечную часть обсадной колонны, и отбор продукции по кольцевому каналу между первой и второй колоннами насосно-компрессорных труб позволяет прогреть продуктивный пласт вокруг горизонтального ствола, раздренировать его и обеспечить заданную приемистость, при этом снижается непроизводительная теплопередача в горные породы в вертикальной части ствола.

Например, при реализации способа по патенту Норвегии 159459 тепло от газообразного агента, закачиваемого по внутренней колонне, передается охлаждающей воде, подаваемой по кольцевому межтрубному пространству, а от нее непосредственно через обсадную колонну и цементный камень передается в горные породы.

Кроме того, по предлагаемому способу после прекращения отбора продукции в кольцевое пространство между первой и второй колоннами насосно-компрессорных труб подают газ вместо отбиравшейся продукции, тем самым дополнительно снижают непроизводительную теплопередачу от теплоносителя в горные породы в вертикальной части ствола.

Например, при реализации способа по патенту РФ 2067168 тепло от теплоносителя, закачиваемого по насосно-компрессорным трубам, передается транспортируемому по кольцевому межтрубному пространству продукту, а от него непосредственно через обсадную колонну в горные породы.

На дату подачи заявки на Мордово-Кармальском битумном месторождении были пробурены две параллельные горизонтальные скважины 131А и 131В, общая длина которых составляла по 240 м, горизонтальных частей 100 м, а расстояние между ними 6 м. Вязкость битумной нефти равнялась 3000 мПас, проницаемость продуктивного коллектора - 0,5 мкм². На первом этапе в верхнюю скважину 131В подавался пар и воздух с давлением нагнетания 1,8 МПа, ограниченным близостью добывающей скважины 131 А и опасностью прорыва в нее пара. Одновременно из скважины 131 В проводился отбор продукции. После прогрева продуктивного пласта вокруг горизонтального ствола и увеличения приемистости до 2 тонн пара в час отбор продукции из скважины 131 В был прекращен и проводился из скважины 131 А. Подача пара в скважину 131В продолжалась, при этом в три раза были снижены теплопотери закачиваемого в пласт пара по сравнению с теплопотерями при закачке пара в сопоставимых условиях в пласт через вертикальные скважины, оборудованные одной колонной насосно-компрессорных труб.