способ разработки нефтебитумной залежи

Формула изобретения

Способ разработки нефтебитумной залежи, включающий строительство добывающей двухустьевой горизонтальной скважины и отбор продукции, отличающийся тем, что выше добывающей двухустьевой горизонтальной скважины параллельно ей строят нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину, создают проницаемую зону между скважинами за счет нагнетания водяного пара в обе скважины, после создания проницаемой зоны подают пар только в нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину, а по добывающей двухустьевой горизонтальной скважине отбирают продукцию, при этом степень сухости закачиваемого пара периодически чередуют, вначале закачивают пар высокой степени сухости до увеличения приемистости нагнетательной двухустьевой горизонтальной скважины и доли пара в отбираемой продукции, а затем закачивают пар малой степени сухости, объем которого определяют по повышению давления нагнетания, которое поддерживают не превышающим давление раскрытия вертикальных трещин, а продукцию отбирают по добывающей двухустьевой горизонтальной скважине до полной выработки продуктивного пласта.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения высоковязкой и битумной нефти.

Известен способ эксплуатации двухустьевой горизонтальной скважины, включающий вскрытие продуктивного пласта, насыщенного высоковязкой нефтью или битумом, горизонтальным стволом и его крепление обсадной эксплуатационной колонной, оборудование устья, перфорацию и освоение скважины. После установки оборудования для отбора углеводородов на втором устье скважину осваивают и начинают добычу из устьев и при приближении контура заводнения к месту установки пакера внутритрубное пространство эксплуатационной колонны в интервале установки пакера перекрывают, например, полимерным тампоном, и устье, расположенное на стороне, противоположной направлению перемещения контура заводнения, используют для нагнетания жидкого или газообразного агента для поддержания пластового давления, а противоположное устье - для добычи углеводородов (патент РФ №2159317, кл. Е 21 В 43/20, опубл. 2000.11.20).

Известный способ обладает низкой эффективностью подъема вязких нефтей или битумов, так как характеризуется дискретным режимом подъема продукции, что связано с использованием естественной энергии пласта.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума, включающий бурение двухустьевой горизонтальной скважины, крепление ее эксплуатационной колонной, протаскиваемой с одного устья по стволу к другому совместно с пакерами для установки последних в кровле продуктивного пласта, подъем и подачу нефти в выкидную линию на одном из устьев скважины. Устьевые участки эксплуатационной колонны соединяют между собой наземным участком в виде дугообразного трубопровода с идентичным внутренним диаметром с образованием замкнутого канала, упомянутый наземный участок которого закрепляют на опорной раме приводного узла. Для этого в эксплуатационной колонне размещают дополнительную колонну, выполняющую функцию насосно-компрессорной трубы в подземной части и имеющую перфорационные каналы для сообщения с продуктивным пластом. В полости дополнительной колонны на равноудаленных расстояниях друг от друга устанавливают систему цилиндрических элементов, соединенных между собой посредством силовых тяг с формированием замкнутой тяговой системы. Участки подземной части колонны насосно-компрессорных труб от устьев скважины до границ перфорационного участка эксплуатационной колонны совместно с упомянутыми цилиндрическими элементами образуют поршневые насосные пары. В процессе эксплуатации осуществляют принудительное перемещение системы цилиндрических элементов с помощью приводного узла с непрерывным последовательным вытеснением нефти из колонны насосно-компрессорных труб посредством упомянутых выше поршневых насосных пар (Патент РФ №2246001, кл. Е 21 В 43/24, опубл. 2005.02.10).

Известный способ не позволяет разрабатывать залежь с высокой нефтеотдачей вследствие малого поступления высоковязких пластовых флюидов в скважину.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяного месторождения, 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 (патент РФ №2211318, кл. Е 21 В 43/24, опубл. 27.08.2003).

Основным недостатком данного способа является недостаточная эффективность нефтеизвлечения, т.к. 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.

В предложенном способе решается задача повышения темпа прогрева, нефтеизвлечения и сокращение энергетических затрат на проведение процесса теплового воздействия.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтебитумной залежи, включающем строительство добывающей двухустьевой горизонтальной скважины и отбор продукции, согласно изобретению выше добывающей двухустьевой горизонтальной скважины параллельно ей строят нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину, создают проницаемую зону между скважинами за счет нагнетания водяного пара в обе скважины, после создания проницаемой зоны подают пар только в нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину, а по добывающей двухустьевой горизонтальной скважине отбирают продукцию, при этом степень сухости закачиваемого пара периодически чередуют, вначале закачивают пар высокой степени сухости до увеличения приемистости нагнетательной двухустьевой горизонтальной скважины и доли пара в отбираемой продукции, а затем закачивают пар малой степени сухости, объем которого определяют по повышению давления нагнетания, которое поддерживают не превышающим давление раскрытия вертикальных трещин, а продукцию отбирают по добывающей двухустьевой горизонтальной скважине до полной выработки продуктивного пласта.

Признаками изобретения являются:

1. строительство добывающей двухустьевой горизонтальной скважины;

2. отбор продукции;

3. выше добывающей двухустьевой горизонтальной скважины параллельно ей строительство нагнетательной двухустьевой горизонтальной скважины;

4. создание проницаемой зоны между скважинами за счет нагнетания водяного пара в обе скважины;

5. после создания проницаемой зоны подача пара только в нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину;

6. по добывающей двухустьевой горизонтальной скважине отбор продукции;

7. периодическое чередование степени сухости закачиваемого пара;

8. вначале закачивание пара высокой степени сухости до увеличения приемистости нагнетательной двухустьевой горизонтальной скважины и доли пара в отбираемой продукции;

9. закачка пара малой степени сухости, объем которого определяют по повышению давления нагнетания, которое поддерживают не превышающим давление раскрытия вертикальных трещин;

10. отбор продукции по добывающей двухустьевой горизонтальной скважине до полной выработки продуктивного пласта.

Признаки 1, 2 являются общими с прототипом, признаки 3-10 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

Разработка залежей высоковязкой и битумной нефти характеризуется низким темпом отбора и нефтеизвлечением. Задачей предлагаемого изобретения является увеличение темпа прогрева пласта, повышение коэффициента нефтеизвлечения и охвата пласта тепловым воздействием и вытеснением.

На фиг.1-3 представлена схема реализации предлагаемого способа: на фиг.1 - операция проводки двухустьевых пар скважин с выходом на поверхность, на фиг.2 - операция установки оборудования для прогрева продуктивного пласта, на фиг.3 - операция закачки теплоносителя и отбора продукта.

Условные обозначения: 1 - продуктивный пласт; 2 - нагнетательная двухустьевая горизонтальная скважина; 3 - добывающая двухустьевая горизонтальная скважина; 4 - кондуктор; 5 - перфорированная обсадная колонна; 6 - центратор; 7 - колонна насосно-компрессорных труб; 8 - пакер; 9 - парогенератор; 10 - свабный насос; 11 - установка намотки каната свабного насоса.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

На месторождении высоковязкой нефти бурят пару двухустьевых горизонтальных скважин (фиг.1), которая состоит из нагнетательной скважины 2 и добывающей скважины 3, залегающей в пласте 1 ниже уровня нагнетательной скважины 2, с образованием выходных участков вверх с наклоном от продуктивного пласта 1 до дневной поверхности. Устанавливают кондуктор 4 от поверхности до кровли продуктивного пласта 1, цементируют затрубное пространство, спускают перфорированную обсадную колонну 5 с центраторами 6, устанавливают внутри обсадной трубы с каждого устья колонны насосно-компрессорных труб 7 с пакерами 8. Создают проницаемую зону между нагнетательной двухустьевой горизонтальной скважиной 2 и добывающей двухустьевой горизонтальной скважиной 3 за счет нагнетания пара в нагнетательную скважину 2 и добывающую скважину 3 по колонне насосно-компрессорных труб 7 с входного и выходного участков. Пар вырабатывают парогенератором 9 при давлении, равном или большем бокового горного давления, при котором раскрываются вертикальные трещины. Пар по трещинам поступает в зону между скважинами 2 и 3. Происходит ускоренный прогрев пласта 1. После снятия давления трещины смыкаются, охват пласта 1 теплом увеличивается. После создания проницаемой зоны теплоноситель подают только в нагнетательную скважину 2 (фиг.2), причем степень сухости закачиваемого пара периодически чередуют.

В пласт 1 вначале нагнетают теплоноситель - пар высокой степени сухости, который, при рабочем давлении нагнетания, за счет высокой подвижности преимущественно поступает в высокопроницаемую часть продуктивного пласта 1, охватывая неравномерно пласт 1.

При увеличении приемистости нагнетательной скважины 2 и доли пара в отбираемой продукции добывающей скважины 3 переходят на закачку пара малой степени сухости. Пар малой степени сухости с большим содержанием жидкой фазы внедряется в прогретый паром высокой степени сухости высокопроницаемый интервал пласта 1 и как жидкая фаза способствует снижению проницаемости данного интервала для газовой фазы, закупоривая ее, что приводит в результате к охвату воздействием других интервалов пласта 1. Необходимый объем пара малой степени сухости, закачиваемой в скважину, определяют по изменению (повышению) давления нагнетания, которое не должно превышать давления раскрытия вертикальных трещин.

Далее переходят на закачку пара высокой степени сухости пара, который заполняет свободный интервал пласта 1, в результате в прогрев вовлекается новый интервал пласта 1 и тем самым увеличивается охват пласта воздействием и вытеснением.

Отбирают продукт по добывающей скважине 3 путем транспортирования ее с помощью поршня к поверхности по обсадной колонне 5, имеющей два выхода на поверхность. Отбор продукции ведут до полной выработки продуктивного пласта 1. Пример конкретного выполнения

Разрабатывают Ашальчинское месторождение битумной нефти. На Ашальчинском месторождении, находящемся на глубине 90 м, представленном неоднородными пластами 1 толщиной 20-30 м с температурой 8°С, давлением 0,5 МПа, нефтенасыщенностью 0,70 д.ед., пористостью 30%, проницаемостью 0,265 мкм², с нефтью, имеющей плотность 956 кг/м ³ и вязкость 12206 мПа·с, бурят пару скважин (фиг.1), которая состоит из нагнетательной скважины 2 и добывающей скважины 3, залегающей в залежи ниже уровня нагнетательной скважины 2, с образованием выходных участков вверх с наклоном от продуктивного пласта 1 до дневной поверхности, устанавливают кондуктор 4 от поверхности до кровли продуктивного пласт. Затем цементируют затрубное пространство, спускают перфорированную обсадную колонну 5 с центраторами 6 и устанавливают внутри обсадной трубы с каждого устья колонны насосно-компрессорных труб 7, центрируют пакерами 8. По колоннам насосно-компрессорных труб 7 с входного и выходного участков проводят закачку (фиг.2) теплоносителя - пара при давлении 2,1 МПа, что равно боковому горному давлению. При этом раскрываются вертикальные трещины, по которым пар поступает в зону между скважинами 2 и 3. Происходит ускоренный прогрев пласта 1. После снятия давления трещины смыкаются, охват пласта 1 теплом увеличивается, за счет чего создается обширная проницаемая зона. Далее теплоноситель подают только в нагнетательную скважину 2 (фиг.3), причем степень сухости закачиваемого пара периодически чередуют.

В пласт 1 вначале нагнетают теплоноситель - пар высокой степени сухости, равной 0,8-0,9 д.ед., который при рабочем давлении нагнетания 0,8 МПа за счет высокой подвижности преимущественно поступает в высокопроницаемую часть продуктивного пласта 1, охватывая неравномерно пласт 1.

При увеличении приемистости нагнетательной скважины 2 и доли пара в отбираемой продукции добывающей скважины 3 переходят на закачку пара малой степени сухости, равной 0,2-0,4 д.ед. Пар малой степени сухости с большим содержанием жидкой фазы внедряется в прогретый паром высокой степени сухости высокопроницаемый интервал пласта 1 и закупоривает ее. Закачку пара малой степени сухости прекращают при повышении давления до 2,1 МПа и переходят на закачку пара высокой степени сухости пара, равном 0,8-0,9 д.ед., который заполняет свободный интервал пласта 1.

После создания проницаемой зоны осуществляют отбор продукции по добывающей скважине 3 путем транспортирования ее к поверхности с помощью поршня по обсадной колонне 5, имеющей два выхода на поверхность. Отбор продукции ведут до полной выработки продуктивного пласта 1.

Благодаря подаче теплоносителя с входного и выходного участка добывающей 3 и нагнетательной 2 скважин при давлении, равном или большем бокового горного, ускоряется прогрев пласта 1; вследствие периодической смены степени сухости подаваемого пара увеличивается охват пласта 1 воздействием, равномерно вырабатывается пласт 1 и, как результат, существенно повышается нефтеизвлечение. Темп отбора битумной нефти за счет ускорения прогрева пласта увеличился с 1,3% до 5,9% от извлекаемых запасов нефти, затраты пара на прогрев пласта уменьшились на 35% по сравнению с прототипом.

Сравнение эффективности применения предлагаемого способа приведено в таблице. Из таблицы следует, что предложенный способ позволяет добыть дополнительно 162,5 тыс.т. нефти.

Применение предложенного способа позволит повысить темп прогрева, нефтеизвлечение и сократить энергетические затраты на проведение процесса теплового воздействия.

Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа
Показатели	Прототип	Предлагаемый способ
Балансовые запасы, тыс.т.	590	590
Средний дебит по нефти, т/сут	8	17
Коэффициент охвата пласта воздействием, д.ед.	0,40	0,70
Коэффициент охвата пласта заводнением, д.ед.	0,55	0,80
Коэффициент вытеснения, д.ед.	0,50	0,68
Коэффициент извлечения нефти, д.ед.	0,11	0,38
Извлекаемые запасы нефти, тыс.т.	65	224
Дополнительная добыча нефти, тыс.т.	-	162,5
Ценность дополнительной добычи нефти, млн руб.	-	1055
Затраты, млн руб.	-	44,0
Народно-хозяйственный эффект, млн руб.	-	1011,0