способ добычи высоковязкой нефти из горизонтальной скважины при тепловом воздействии на пласт

Формула изобретения

Способ добычи высоковязкой нефти из горизонтальной скважины при тепловом воздействии на пласт, включающий бурение непрерывной скважины с входом и выходом ее на дневную поверхность, установку в нее обсадной колонны, цементаж затрубного пространства, перфорацию обсадной колонны, установку в ней колонн насосно-комрпессорных труб, подачу по ним теплоносителя и отбор продукции, отличающийся тем, что перфорацию выполняют поинтервально, на концах колонн насосно-компрессорных труб размещают пакеры, устанавливают их перед пределами интервалов перфорации и пакеруют скважину, с входного конца скважины подают теплоноситель, а с выходного отбирают продукцию до обеспечения заданной приемистости, затем в пределах интервалов перфорации поочередно от крайних к среднему в неперфорированные участки устанавливают пакеры и скважину пакеруют, теплоноситель подают в пласт с входного и выходного концов скважины по колоннам насосно-компрессорных труб за пакеры, продукцию отбирают по межтрубным пространствам перед пакерами до раздренирования призабойной зоны, после этого скважину переводят в нагнетательную или добывающую.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к добыче нефти с применением тепла, преимущественно из коллекторов с тяжелой битумной нефтью.

Известен способ повышения нефтеотдачи пластов (см. патент RU №2191895, Е21В 43/24, опубл. 27.10.02), включающий спуск в обсадную колонну концентрично двух колонн насосно-компрессорных труб, подачу по внутренней колонне теплоносителя в оконечную часть обсадной колонны, подачу газа между обсадной и колонной насосно-компрессорных труб в начало горизонтальной части ствола и отбор продукции с этой части между колоннами насосно-компрессорных труб.

Способ позволяет производить добычу нефти.

Недостатком способа является то, что при его использовании для обеспечения заданной приемистости требуются высокие энергозатраты, так как энергопотери связаны с выносом тепла, отбираемого поднимаемой продукцией через колонну насосно-компрессорных труб у теплоносителя, подаваемого в скважину, при этом глубина раздренирования призабойной зоны незначительна.

Известен также способ теплового вытеснения нефти из горизонтальной скважины (см. патент RU №2067168, Е21В 43/24, опубл. 27.09.96), включающий спуск в скважину перфорированной обсадной колонны, цементаж затрубного пространства до горизонтального ствола, спуск в обсадную колонну колонны насосно-компрессорных труб с пакером, подачу по ней теплоносителя в оконечную часть обсадной колонны за пакер, отбор продукции через перфорацию обсадной колонны в начале горизонтального участка и подъем ее по межтрубному пространству.

Известный способ позволяет производить добычу высоковязкой нефти за счет теплового вытеснения ее из горизонтальной скважины.

Однако глубина охвата тепловым воздействием призабойной зоны и ее раздренирования незначительны при значительных энергозатратах, обусловленных выносом из скважины тепла с продукцией после прогрева призабойной зоны.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому способу является способ добычи вязкой нефти при тепловом воздействии на пласт (см. патент RU №2211318, E21B 43/24, опубл. 27.08.2003 г.), включающий бурение непрерывной скважины с входом и выходом ее на дневную поверхность, установку в нее обсадной колонны, цементаж затрубного пространства, перфорацию обсадной колонны, установку в ней колонн насосно-компрессорных труб, подачу по ним теплоносителя до разжижения нефти вокруг ствола скважины, после чего ведется отбор продукции по выходному участку при продолжении закачки теплоносителя по входному участку скважины.

Известный способ позволяет увеличить глубину охвата тепловым воздействием призабойной зоны и ее раздренирование при снижении энергозатрат на осуществление способа.

Недостатком способа является то, что при добыче высоковязкой, особенно битумной, нефти из горизонтальной скважины охват тепловым воздействием по всей длине призабойной зоны и ее раздренирование остаются низкими при высоких энергозатратах, а добыча нефти малоэффективной, так как при подаче теплоносителя с входного и выходного участков скважины не обеспечивается достаточно быстрый и равномерный прогрев всего интервала перфорации из-за различной его приемистости, а при отборе продукции по выходному участку значительная часть теплоносителя, подаваемого по входному участку, выносится вместе с продукцией на поверхность.

Кроме того, при подаче теплоносителя в скважину по колонне насосно-компрессорных труб часть тепла непроизводительно теряется из-за контакта его в межтрубном пространстве с непродуктивными горными породами через обсадную колонну.

Технической задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является прогрев призабойной зоны для обеспечения заданной приемистости теплоносителя за счет перемещения его вдоль интервала перфорации от входного к выходному концу скважины, увеличение охвата пласта тепловым воздействием по всей длине призабойной зоны и ее раздренирование за счет поинтервального теплового воздействия и вытеснения нефти из призабойной зоны.

Поставленная техническая задача решается описываемым способом добычи высоковязкой нефти из горизонтальной скважины при тепловом воздействии на пласт, включающем бурение непрерывной скважины с входом и выходом ее на дневную поверхность, установку в нее обсадной колонны, цементаж затрубного пространства, перфорацию обсадной колонны, установку в ней колонн насосно-компрессорных труб, подачу по ним теплоносителя и отбор продукции, при этом перфорацию выполняют поинтервально, на концах колонн насосно-компрессорных труб размещают пакеры и устанавливают их перед пределами интервалов перфорации, пакеруют скважину, с входного конца скважины подают теплоноситель, а с выходного отбирают продукцию до обеспечения заданной приемистости, в пределах интервалов перфорации поочередно от крайних к среднему в неперфорированные участки устанавливают пакеры, скважину пакеруют, теплоноситель подают в пласт с входного и выходного концов скважины по колоннам насосно-компрессорных труб за пакеры, продукцию отбирают по межтрубным пространствам перед пакерами до раздренирования призабойной зоны, после этого скважину переводят в нагнетательную или добывающую.

Проведенные исследования показали, что поинтервальное выполнение перфорации, размещение пакеров на концах колонн насосно-компрессорных труб и установка их перед интервалами перфорации, пакеровка скважины, подача с входного конца скважины теплоносителя и отбор продукции с выходного конца позволяют:

во-первых, прогреть призабойную зону и обеспечить заданную приемистость теплоносителя в условиях малой подвижности высоковязкой, особенно битумной, нефти за счет передачи тепла в продуктивный пласт от перемещающегося вдоль интервала перфорации теплоносителя и за счет поступления его в призабойную зону;

во-вторых, начать раздренирование призабойной зоны пласта за счет поступления из пласта в ствол скважины разогретой и разжиженной нефти и подъема продукции на поверхность;

в-третьих, снизить теплопотери в непродуктивные горные породы за счет исключения контакта теплоносителя с ними через обсадную колонну, при этом предотвратить нарушение сцепления ее с заколонным цементом из-за температурных удлинений.

В пределах интервалов перфорации поочередная от крайних к среднему установка в неперфорированные участки пакеров, пакеровка скважины, подача теплоносителя в пласт с входного и выходного концов скважины по колоннам насосно-компрессорных труб за пакеры, отбор продукции по межтрубным пространствам перед пакерами позволяют прогреть и раздренировать по всей длине призабойную зону за счет поинтервальной закачки теплоносителя в пласт с увеличением радиуса охвата тепловым воздействием и вытеснения из пласта нефти в ствол скважины с последующим подъемом продукции на поверхность.

Совокупность отличительных признаков предлагаемого способа добычи высоковязкой нефти из горизонтальной скважины при тепловом воздействии на пласт позволяет прогреть призабойную зону и обеспечить заданную приемистость теплоносителя, охватить тепловым воздействием всю длину призабойной зоны и раздренировать ее, снизить энергопотери теплоносителя и повысить эффективность добычи.

Из патентной и научно-технической литературы нам неизвестна заявляемая совокупность отличительных признаков. Следовательно, заявляемый способ соответствует критерию изобретения "изобретательный уровень".

На фиг.1 показана схема осуществления предлагаемого способа до обеспечения приемистости, на фиг.2 - до раздренирования призабойной зоны.

Способ осуществляют в следующей последовательности (совмещен с примером конкретного выполнения).

В обсадную колонну 1 (см. фиг.1) с входного 2 и выходного 3 концов скважины спускают колонны насосно-компрессорных труб 4 и 5 с пакерами 6 и 7 на концах. При малых глубинах залегания продуктивного пласта, когда потери тепла в окружающие скважину горные породы в процессе подачи теплоносителя в скважину незначительны, спускают колонну обычных насосно-компрессорных труб, а при больших глубинах спускают колонну теплоизолированных насосно-компрессорных труб.

Пакеры 6 и 7 устанавливают перед пределами интервалов перфорации, расположенных в продуктивном пласте в горизонтальной части ствола, и скважину пакеруют. С входного конца 2 по колонне насосно-компрессорных труб 4 подают в скважину теплоноситель, в качестве которого используется, например, пар, который перемещается по перфорированному участку в обсадной колонне 1 и по колонне насосно-компрессорных труб 5 поднимается на поверхность с выходного конца 3.

При этом происходит локальный прогрев продуктивного пласта вокруг горизонтального ствола и за счет теплового расширения, снижения поверхностного натяжения и вязкости, гравитации "горячая" нефть поступает через перфорацию в обсадную колонну и вместе с теплоносителем перемещается к колонне насосно-компрессорных труб 5, по которой поднимается на поверхность с выходного конца скважины 3.

Следует отметить, что в связи с малой подвижностью высоковязких и особенно битумных нефтей приемистость продуктивным пластом теплоносителя ограничена, а создание высокого давления нагнетания при небольших, как правило, глубинах залегания и наличия близлежащих водоносных горизонтов невозможно из-за опасности гидроразрыва пласта и прорыва теплоносителя в водоносный пласт или соседнюю скважину.

С увеличением радиуса прогрева продуктивного пласта вокруг горизонтального ствола увеличивается и его приемистость, о чем можно судить по падению давления подаваемого теплоносителя при постоянном темпе подачи или по росту темпа подачи при постоянном давлении нагнетания. При достижении заданной приемистости подачу теплоносителя по колонне насосно-компрессорных труб 4 с входного конца скважины 2 и подъем продукции по колонне насосно-компрессорных труб 5 с выходного конца 3 прекращают. Темп подачи теплоносителя, 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.

В пределах интервала перфорации устанавливают пакеры 6 и 7 в первые от входного 2 и выходного 3 концов скважины, неперфорированные участки 9 и 8 и скважину пакеруют (см. фиг.2). Теплоноситель подают по колоннам насосно-компрессорных труб 4 и 5 с входного 2 и выходного 3 концов за пакеры 6 и 7, а продукцию отбирают по межтрубным пространствам А и В перед пакерами 6 и 7. При этом теплоноситель поступает в пласт через интервалы перфорации между пакерами 6 и 7, увеличивая радиус прогрева, а также вытесняя разогретую нефть через интервалы перфорации, находящиеся перед пакерами 6 и 7, в межтрубные пространства А и В из участков призабойной зоны, находящихся между интервалами перфорации за и перед пакерами 6 и 7. Поступившую в межтрубные пространства А и Б продукцию поднимают на поверхность с входного 2 и выходного 3 концов скважины. Подачу теплоносителя по колоннам насосно-компрессорных труб 4 и 5 и отбор продукции по межтрубным пространствам А и Б проводят до раздренирования вышеуказанных участков или одного из участков призабойной зоны. О степени раздренирования участков призабойной зоны судят по обводненности поднимаемой продукции. В каждом конкретном случае степень раздренирования определяется исходя из технологических, экономических и т.п. соображений. После раздренирования указанных участков или одного из участков призабойной зоны подачу теплоносителя и отбор продукции из них или из него прекращают.

Установку пакеров или одного из пакеров в последующие неперфорированные участки в пределах интервала перфорации, пакеровку скважины, подачу теплоносителя и отбор продукции проводят аналогично описанному способом.

Таким образом, до раздренирования призабойной зоны пласта в пределах всего интервала перфорации скважина является одновременно и нагнетательной, и добывающей, а после этого становится только нагнетательной или только добывающей.

По предлагаемому способу поинтервальное выполнение перфорации, размещение пакеров на концах колонн насосно-компрессорных труб, установка пакеров перед пределами интервалов перфорации, пакеровка скважины, подача теплоносителя по колонне насосно-компрессорных труб с входного конца скважины, отбор продукции по колонне насосно-компрессорных труб с выходного конца позволяют прогреть призабойную зону, начать ее раздренирование и обеспечить заданную приемистость, при этом снижаются теплопотери в горные породы при транспортировке теплоносителя до забоя скважины.

Последующая поочередная от крайних к среднему установка пакеров в неперфорированные участки в пределах интервалов перфорации, пакеровка скважины, подача теплоносителя в пласт с входного и выходного концов скважины по колоннам насосно-компрессорных труб за пакеры, отбор продукции по межтрубным пространствам перед пакерами позволяет охватить тепловым воздействием всю длину призабойной зоны и раздренировать ее, при этом увеличить радиус прогрева призабойной зоны.

Таким образом, применение предлагаемого способа добычи высоковязкой нефти из горизонтальной скважины позволяет повысить эффективность добычи нефти за счет увеличения притока нефти из пласта и снижения непроизводительных теплопотерь.