способ добычи высоковязкой нефти

Формула изобретения

1. Способ добычи высоковязкой нефти, включающий бурение вертикальной скважины, спуск и цементирование эксплуатационной колонны с последующей перфорацией, спуск насосно-компрессорных труб и штангового насоса, герметизацию затрубного пространства, например, пакером, закачку в скважину теплоносителя и отбор нефти, отличающийся тем, что забой вертикального ствола скважины располагают ниже подошвы нефтяного пласта с образованием герметичного цементного стакана, из вертикального ствола бурят боковой ствол, при этом устье бокового ствола располагают над кровлей нефтяного пласта, его забой - выше водонефтяного контакта, а боковой ствол обсаживают незацементированным щелевидным хвостовиком, при этом закачку теплоносителя ведут в боковой ствол, а отбор нефти из вертикального ствола скважины штанговым насосом, установленным на забое.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что закачку теплоносителя в боковой ствол осуществляют по насосно-компрессорным трубам и чередуют с отбором нефти из вертикального ствола, при этом пакер в затрубном пространстве устанавливают выше устья бокового ствола.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что закачку пара в боковой ствол осуществляют по затрубному пространству и одновременно ведут отбор нефти из вертикального ствола, при этом пакер в затрубном пространстве устанавливают ниже устья бокового ствола.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, а именно к способам добычи высоковязкой нефти при тепловом воздействии на пласт.

Известны способы добычи высоковязкой нефти с помощью теплового воздействия на пласт, при которых бурят с поверхности земли вертикальные скважины с горизонтальным стволом или несколькими горизонтальными стволами, располагаемыми в продуктивном пласте. В каждой скважине устанавливают обсадную колонну с последующей перфорацией, насосно-компрессорные трубы (НКТ), пакер. Теплоноситель подают в НКТ, добычу нефти осуществляют по межтрубному пространству (см. патент РФ №2067168, МПК Е 21 В 43/24, 05.01.94 г. и патент РФ №2070284, МПК Е 21 В 43/24, 13.07.94 г.).

Однако известные способы применимы в основном в начальной стадии разработки месторождения при высоких пластовых давлениях.

Также известен способ добычи высоковязкой нефти, выбранный в качестве прототипа, включающий бурение вертикальной скважины, спуск и цементирование эксплуатационной колонны с последующей перфорацией, спуск насосно-компрессорных труб и штангового насоса, закачку в скважину пара и добычу нефти (см. Байбаков Н.К., Гарушев А.Р. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. М., Недра, 1981 г., стр. 78). Один из вариантов исполнения способа предусматривает закачку пара в пласт по НКТ, затем следует выдержка в течение нескольких суток с последующим вводом скважины в эксплуатацию (отбор нефти с помощью штангового насоса). Другой вариант исполнения способа предусматривает нагнетание пара по кольцевому пространству к забою скважины, оборудованной специальным пакером. Одновременно жидкость откачивается скважинным насосом по НКТ.

Недостатком известного способа при его применении в слабосцементированных пластах, содержащих высоковязкую нефть, является то, что при использовании наиболее распространенной конструкции скважины, зацементированной до забоя сплошной эксплуатационной колонной с перфорацией в интервале пласта, возникают проблемы, связанные с освоением скважин под закачку пара. Это обусловлено закупориванием проницаемой части призабойной зоны цементным раствором.

В случае же применения конструкции скважины с открытым забоем призабойная зона под воздействием пара разрушается, что приводит к образованию песчаных пробок, осложняющих работу глубинного насоса. Вместе с тем из-за больших затрат времени на удаление песчаных пробок после закачки пара не удается своевременно, при достаточно высокой температуре пласта, ввести скважину в эксплуатацию, что снижает эффективность пароциклических обработок и добычу нефти.

Также следует отметить, что наличие подстилающего водоносного пласта приводит к прорывам воды в нефтяной пласт и резкому обводнению продукции скважины.

Кроме того, известный способ практически не обеспечивает работу глубинного насоса в залежах с низким пластовым давлением из-за резкого снижения их производительности вплоть до срыва подачи жидкости.

Задачей настоящего изобретения является увеличение добычи нефти за счет увеличения темпов закачки пара и улучшения условий работы штангового насоса при разработке слабосцементированных продуктивных пластов с низким пластовым давлением при наличии подстилающего водоносного пласта.

Поставленная задача решается тем, что для добычи нефти осуществляют бурение вертикальной скважины, спуск и цементирование эксплуатационной колонны с последующей перфорацией, спуск насосно-компрессорных труб и штангового насоса, герметизацию затрубного пространства, например, пакером, закачку в скважину теплоносителя и отбор нефти.

Существенными отличительными признаками заявленного изобретения являются:

- забой вертикального ствола скважины располагают ниже подошвы нефтяного пласта с образованием герметичного цементного стакана;

- бурят из вертикального ствола скважины боковой ствол, при этом устье бокового ствола располагают над кровлей нефтяного пласта, его забой - выше водонефтяного контакта, а боковой ствол оборудуют незацементированным щелевидным хвостовиком;

- закачивают теплоноситель в пласт через боковой ствол, а отбор нефти осуществляют из вертикального ствола скважины штанговым насосом, установленным на забое.

Одним из вариантов исполнения способа является закачка теплоносителя в боковой ствол по насосно-компрессорным трубам и чередование ее с отбором нефти из вертикального ствола, при этом пакер в затрубном пространстве устанавливают выше устья бокового ствола.

Другим вариантом исполнения способа является закачка пара в боковой ствол по затрубному пространству при одновременном отборе нефти из вертикального ствола, при этом пакер в затрубном пространстве устанавливают ниже устья бокового ствола.

Указанная совокупность существенных признаков позволит решить поставленную задачу увеличения добычи нефти за счет увеличения темпов закачки пара и улучшения условий работы штангового насоса при разработке слабосцементированных продуктивных пластов с низким пластовым давлением при наличии подстилающего водоносного пласта, а именно:

- благодаря наличию бокового ствола, который не обсаживается цементированной колонной и поэтому сохраняет естественные коллекторские свойства, не возникает проблем с освоением скважины под закачку пара в условиях залежи высоковязкой нефти, так как обеспечивается высокая приемистость скважины и необходимый темп закачки пара, поступающего в пласт через боковой ствол;

- благодаря тому что забой скважины, где размещают насос, располагают ниже подошвы пласта, в залежах с низким пластовым давлением, обеспечиваются нормальные условия работы насоса за счет поддержания достаточно высокого уровня жидкости над насосом;

- поскольку песчаные пробки образуются только в необсаженном боковом стволе, а насос установлен в вертикальном стволе, вынос песка в боковой ствол скважины не осложняет работу насоса;

- благодаря тому что зумпф вертикального ствола скважины загерметизирован цементным стаканом, а забой бокового ствола расположен выше подошвы нефтяного пласта, предотвращаются прорывы воды в нефтяной пласт.

Таким образом, наличие в скважине двух стволов, вертикального и бокового, и предложенная конструкция скважины обеспечивают высокие темпы закачки пара в пласт и благоприятные условия работы штангового глубинного насоса, что позволяет существенно увеличить добычу нефти из скважин в осложненных условиях, а именно при наличии слабосцементированных пород, пластов с низким пластовым давлением и при наличии подстилающего водоносного пласта.

Заявленные отличительные признаки изобретения являются неочевидными для среднего специалиста в данной области. В связи с этим мы считаем, что заявленное изобретение имеет изобретательский уровень. Заявленная совокупность существенных признаков не известна нам из уровня техники, поэтому заявленное изобретение является новым. Изобретение промышленно применимо, т.к. имеющееся оборудование и технология, разработанная нами, позволяют реализовать способ в полном объеме.

На фиг.1 приведена конструкция и схема оборудования скважины для добычи нефти при подаче теплоносителя, например пара, по насосно-компрессорным трубам.

На фиг.2 приведена конструкция и схема оборудования скважины для добычи нефти при подаче теплоносителя, например пара, по затрубному пространству.

С поверхности земли бурят вертикальную скважину 1 с углублением забоя скважины ниже нефтяного пласта, при этом глубину зумпфа 3 определяют исходя из необходимой глубины спуска насоса под уровень жидкости, при которой обеспечивается стабильная работа насоса. Затем в скважину спускают эксплуатационную колонну 4, которую цементируют от забоя до устья и перфорируют в интервале нефтяного пласта 2, при этом зумпф 3 скважины герметизируют с возможностью образования цементного стакана, предотвращающего проникновение воды в нефтяной пласт из подстилающего водоносного горизонта. Из вертикального ствола 1 бурят боковой ствол 5. Устье бокового ствола располагают над кровлей нефтяного пласта. Высота расположения устья бокового ствола над кровлей нефтяного пласта зависит от технических средств, используемых при бурении скважин. Забой бокового ствола располагают выше водонефтяного контакта для предотвращения проникновения воды в нефтяной пласт из подстилающего водоносного горизонта. Затем боковой ствол обсаживают незацементированным щелевидным хвостовиком 6. В вертикальный ствол скважины спускают насосно-компрессорные трубы (НКТ) 7 с посадочным гнездом под насос 8, при этом могут быть использованы как обычные, так и термоизолированные трубы. Затем в НКТ спускают штанговый глубинный вставной насос 9. Затрубное пространство между эксплуатационной колонной и НКТ герметизируют, например, пакером 10, при этом при подаче теплоносителя по НКТ пакер устанавливают выше устья бокового ствола 5 для предотвращения потерь тепла, а при подаче теплоносителя по затрубному пространству пакер 10 устанавливают ниже устья бокового ствола 5 для предотвращения прорыва пара в насос.

Пример осуществления способа.

Способ может быть осуществлен на Ярегском месторождении высоковязкой нефти, где продуктивный пласт подстилается подошвенной водой и характеризуется низким пластовым давлением ~ 0,2 МПа. Для реализации способа с поверхности земли бурят вертикальную скважину 1 с расположением забоя ниже подошвы продуктивного пласта 2, то есть с зумпфом 3 (фиг.1). Глубина зумпфа должна быть не меньше необходимой высоты динамического уровня жидкости над приемом насоса. Необходимая высота динамического уровня жидкости принимается такой, чтобы давление на приеме насоса было не меньше давления насыщения нефти газом. Так, для условий Ярегского месторождения, где давление насыщения нефти газом равно ~0,2 МПа, необходимая высота динамического уровня жидкости и, следовательно, глубина зумпфа должна быть не менее 20 м. После окончания бурения вертикального ствола в скважину спускают эксплуатационную колонну 4, которую цементируют термостойким цементом до устья скважины, обеспечивая герметичный цементаж нижней части колонны для исключения поступления в ствол скважины подошвенной воды. Затем скважину перфорируют в интервале продуктивного пласта. После этого бурят наклонный боковой ствол 5, располагая его забой на ~1-2 м выше водонефтяного контакта для предотвращения прорыва подошвенных вод. С учетом используемых для бурения технических средств высота устья, место засечки, бокового ствола будет располагаться на ~5-10 м выше кровли нефтяного пласта. В боковой ствол 5 спускают хвостовик-фильтр 6.

По варианту 1 (см. фиг.1) в зумпф 3 скважины спускают термоизолированные насосно-компрессорные трубы 7 с посадочным гнездом 8 и пакером 9, который устанавливают выше устья, места засечки, бокового ствола 5. Затем в насосно-компрессорные трубы спускают глубинный вставной штанговый насос 9. Перед закачкой теплоносителя, например пара, поднимают вставной насос 9 из посадочного гнезда 8 и через колонну НКТ и образовавшийся зазор закачивают пар, который поступает в продуктивный пласт через перфорационные отверстия и боковой ствол 5. После закачки расчетного количества пара закачку пара прекращают, спускают вставной насос 9 в гнездо 8 и ведут отбор нефти из скважины, которую продолжают до тех пор, пока дебит нефти не снизится до минимально рентабельного уровня ~0,5 т/сут.

По варианту 2 (см. фиг.2) пакер 10 устанавливают ниже устья, места засечки, бокового ствола и пар закачивают по затрубному пространству вертикальной скважины непосредственно в боковой ствол 5. Одновременно осуществляют отбор глубинным насосом 9 нефти, вытесняемой в вертикальный ствол паром. В случае прорыва пара из бокового ствола 5 в вертикальный ствол 1 отбор нефти из зумпфа 3 прекращают. После закачки расчетного количества пара закачку пара прекращают и вновь начинают отбор нефти из скважины, которую продолжают до тех пор, пока дебит нефти не снизится до минимально рентабельного уровня ~0,5 т/сут.

Способ добычи нефти по варианту 1 более целесообразно применять при большой глубине залегания продуктивного пласта, более 200 м.

Способ добычи нефти по варианту 2 применяют при небольшой глубине залегания продуктивного пласта, менее 200 м. Это обусловлено тем, что при увеличении глубины залегания пласта при закачке пара по затрубному пространству возрастают потери тепла в прилегающие породы. В то же время при закачке пара в боковой ствол через затрубное пространство появляется возможность интенсифицировать добычу нефти за счет одновременного с закачкой пара отбора нефти из скважины.

Окончательный выбор оптимального варианта определяют на основе технико-экономического анализа.