способ добычи из подземной залежи тяжелых и высоковязких углеводородов

Формула изобретения

Способ добычи из подземной залежи тяжелых и высоковязких углеводородов, содержащий бурение и подготовку к эксплуатации с установкой обсадных колонн нагнетательных скважин с горизонтальными концевыми участками и добывающих скважин с горизонтальными концевыми участками в залежи ниже уровня нагнетательной скважины для извлечения углеводородов, создание проницаемой зоны между нагнетательными и добывающими скважинами, отличающийся тем, что бурение нагнетательных и добывающих скважин производят по одной из площадных систем с определенным расстоянием между ними и высотой между их горизонтальными концевыми участками не менее 5 м, причем каждую обсадную колонну, спускаемую перед формированием горизонтальных концевых участков нагнетательных и добывающих скважин, вскрывают по всему периметру в непосредственной близости от забоя, далее в каждую скважину до взаимодействия с забоем спускают отклонитель, направляющий выходные каналы отклонителя во вскрытый участок, и формируют последовательно через каждый вскрытый участок обсадной колонны необходимое количество горизонтальных концевых участков скважины, после спуска теплоизолированной колонны труб в каждой скважине выше вскрытого участка устанавливают пакер, изолирующий межтрубное пространство между обсадной колонной и теплоизолированной колонной труб, для исключения термического воздействия на скважину выше пакера.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к способу добычи углеводородов из подземной залежи гудронового песка или залежи тяжелой нефти, имеющих высокую вязкость. Для получения углеводородов из таких залежей необходимо их нагревание.

Известен способ разработки нефтяного месторождения (патент RU № 22113857, МПК 7 Е21В 43/24, опубл. в бюл. №28 от 10.10.2003 г.), включающий бурение вертикальных скважин с боковыми стволами, закачку теплоносителя в пласт через боковые стволы и отбор через них нефти, причем вертикальные скважины бурят до подошвы нижнего объекта с размещением их по одной из площадных систем, при этом до начала площадной закачки рабочего агента, например воды, в пласт бурят боковые стволы в каждой вертикальной скважине в каждом эксплуатационном объекте пласта, затем осуществляют последовательную обработку боковых стволов путем подачи в них теплоносителя с последующим отбором через боковые стволы нефти до снижения дебита скважины до минимально рентабельного уровня, причем циклы закачки пара и отбора нефти повторяют до предельно допустимого обводнения добывающей нефти.

Недостатком данного способа является то, что отбор продукции из скважины ведут циклически, сочетая его с закачкой пара до предельно допустимого обводнения добываемой продукции, что снижает объем добываемой нефти и ведет к значительным затратам тепловой энергии на прогревание пласта.

Известен также способ разработки месторождений высоковязких нефтей и битумов наклонно-горизонтальными скважинами (патент RU № 2237804, МПК 7 Е21В 43/24, опубл. в бюл. № 28 от 10.10.2004 г.), включающий бурение скважин по определенной сетке, нагнетание вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отбор пластовых флюидов через добывающие скважины, при этом бурение скважин ведут по радиальной сетке так, что нагнетательные скважины располагают по продуктивному пласту ближе к верхней границе пласта по наиболее проницаемым пропласткам, а добывающие - ближе к нижней границе пласта, причем на начальной стадии разработки во всех скважинах проводят термоциклическую обработку пласта с паровой стимуляцией с последующим переходом на отбор пластовых флюидов через добывающие скважины с площадным воздействием на пласт через нагнетательные скважины.

Наиболее близким по технической сущности является способ добычи углеводородов из подземной залежи гудронного песка или залежи тяжелой нефти (патент RU № 2098613, МКИ 6 Е21В 43/24, опубл. в бюл. 34 от 10.12.1997 г.), содержащий бурение и подготовку к эксплуатации нагнетательной скважины, которая заканчивается в залежи, и добывающей скважины, которая заканчивается в залежи ниже уровня нагнетательной скважины, создание проницаемой зоны между нагнетательной и добывающей скважинами, при этом бурение и подготовку к эксплуатации осуществляют, по меньшей мере, двумя парами скважин, где каждая пара включает нагнетательную скважину, заканчивающуюся в залежи, и добывающую скважину, заканчивающуюся в залежи ниже уровня нагнетательной скважины, причем вторая пара скважин обращена к первой паре скважин, создают проницаемую зону между нагнетательной скважиной и добывающей скважиной каждой пары скважин, нагнетание водяного пара осуществляют по нагнетательным скважинам, одновременное извлечение углеводородов осуществляют по добывающим скважинам, при этом давление нагнетания в нагнетательной скважине первой пары превышает давление нагнетания в нагнетательной скважине второй пары скважин, причем каждая нагнетательная и добывающая скважины имеют горизонтальные концевые участки, проходящие внутри залежи.

Как аналогам, так и прототипу в той или иной степени присущи общие недостатки:

во-первых, сложный технологический процесс осуществления способа;

во-вторых, малая площадь охвата залежи горизонтальными участками и, как следствие, низкая эффективность разработки залежи;

в-третьих, сложность ориентации горизонтальных участков нагнетательных и добывающих скважин в залежи;

в-четвертых, в процессе закачки теплоносителя оказывается тепловое воздействие на стенки скважины, что отрицательно влияет на прочность крепления (цементного камня) обсадной колонны скважины и ведет к преждевременному разрушению цементного камня за обсадной колонной скважины.

Технической задачей изобретения является упрощение технологического процесса осуществления способа и увеличение точности ориентации горизонтальных участков скважин в залежи, а также повышение эффективности разработки залежи за счет увеличения площади охвата залежи тяжелых и/или высоковязких углеводородов горизонтальными участками и снижение теплового воздействия на стенки скважины в процессе эксплуатации.

Поставленная техническая задача решается способом добычи из подземной залежи тяжелых и высоковязких углеводородов, содержащим бурение и подготовку к эксплуатации с установкой обсадных колонн нагнетательных скважин с горизонтальными концевыми участками и добывающих скважин с горизонтальными концевыми участками в залежи ниже уровня нагнетательной скважины для извлечения углеводородов, создание проницаемой зоны между нагнетательными и добывающими скважинами.

Новым является то, что бурение нагнетательных и добывающих скважин производят по одной из площадных систем с определенным расстоянием между ними, причем каждую обсадную колонну, спускаемую перед формированием горизонтальных концевых участков, нагнетательных и добывающих скважин вскрывают по всему периметру в непосредственной близости от забоя, далее в каждую скважину до взаимодействия с забоем спускают отклонитель, направляющий выходные каналы отклонителя во вскрытый участок, и формируют последовательно через каждый вскрытый участок обсадной колонны необходимое количество горизонтальных концевых участков скважины, после спуска теплоизолированной колонны труб в каждой скважине выше вскрытого участка устанавливают пакер, изолирующий межтрубное пространство между обсадной колонной и теплоизолированной колонной труб для исключения термического воздействия на скважину выше пакера.

Новым также является то, что количество нагнетательных и добывающих скважин не менее одной пары.

На фиг.1 в продольном разрезе схематично представлено изображение подземной залежи тяжелых и высоковязких углеводородов с добывающей и нагнетательной скважинами.

На фиг.2 в сечение А-А схематичное представлено изображение подземной залежи тяжелых и высоковязких углеводородов с добывающий и нагнетательной скважинами.

Сущность способа заключается в следующем.

Сначала на одной площадной системе производят бурение одной пары скважин, состоящей из нагнетательной 1 (см. фиг.1) и добывающей 2 скважин с определенным расстоянием L между ними, причем после бурения перед спуском обсадных колонн в скважины каждую обсадную колонну предварительно вскрывают по всему периметру, поэтому после спуска обсадных колонн в скважины образуются вскрытые участки 3 и 4 в непосредственной близости от забоя 5 и 6 нагнетательной 1 и добывающей 2 скважин соответственно (см. патенты «Способ строительства многоствольной скважины» RU №.№ 2256763, 2268982, МПК Е21В 7/08, опубл. соответственно в Бюл. № 20 от 20.07.2005 г. и в Бюл. № 3 от 27.01.2006 г.).

После этого обсадные колонны нагнетательной 1 и добывающей 2 скважин цементируют и начинают формирование горизонтальных концевых участков.

С этой целью в нагнетательную 1 и добывающую 2 скважины до взаимодействия с забоем 5 и 6 соответственно спускают отклонитель (на фиг.1 и 2 не показано), который направляет выходные каналы отклонителя во вскрытый участок 3 и 4 соответственно нагнетательной 1 и добывающей 2 скважин (см. патенты RU №№. 2256763, 2268982).

После чего формируют через каждый вскрытый участок 3 и 4 обсадных колонн нагнетательной 1 и добывающей 2 скважин необходимое количество горизонтальных концевых участков 7; 7 ; 7 ; 7 ...7ⁿ и 8; 8 ; 8 ; 8 ...8ⁿ соответственно, причем высота - Н (см. фиг.1) между вышеуказанными концевыми горизонтальными участками в нагнетательной 1 и добывающей 2 скважинах должна быть не менее 5 метров для исключения прерывания теплоносителя в процессе его нагнетания из разветвленных горизонтальных концевых участков 7; 7 ; 7 ; 7 ...7ⁿ нагнетательной скважины 1 в разветвленные горизонтальные концевые участки 8; 8 ; 8 ; 8 ...8ⁿ добывающей скважины 2.

Вышеуказанное расстояние L (см. фиг.2) между осями добывающей 1 и нагнетательной 2 скважин определяется расчетным путем и зависит от длины горизонтальных концевых участков 7; 7 ; 7 ; 7 ...7ⁿ нагнетательной скважины 1 и длины разветвленных горизонтальных концевых участки 8; 8 ; 8 ; 8 ...8ⁿ добывающей скважины 2.

По окончании строительства скважин начинают их подготовку к эксплуатации. Для этого нагнетательную скважину 1 (см. фиг.1) оснащают теплоизолированной колонной труб 9 для подачи теплоносителя, нижний конец которой спускают к вскрытому участку 3.

Далее добывающую скважину 2 оснащают теплоизолированной колонной труб 10, нижний конец которой также спускают к вскрытому участку 4.

Далее, выше каждого вскрытого участка 3 и 4 соответственно нагнетательной 1 и добывающей 2 скважин устанавливают пакеры 11 и 12 соответственно, изолирующие межтрубное пространство каждой скважины между обсадной колонной и теплоизолированной колонной труб, для исключения термического воздействия на стенки нагнетательной 1 и добывающей 2 скважин выше пакеров 11 и 12 соответственно.

Затем в теплоизолированную колонну труб 10 добывающей скважины 2 спускают насос 13 любой известной конструкции, например винтовой.

Затем с устья нагнетательной скважины 1 нагнетают теплоноситель (горячий водяной пар) в теплоизолированную колонну труб 9, который, достигнув вскрытого участка 5 попадает в горизонтальные концевые участки 7; 7 ; 7 ; 7 ...7ⁿ нагнетательной скважины 1, по которым распространяется вглубь залежи тяжелых и/или высоковязких углеводородов 14. Разогревание происходит по всей высоте залежи тяжелых и/или высоковязких углеводородов 14 радиально направленно от каждого горизонтального концевого участка 7; 7 ; 7 ; 7 ...7ⁿ нагнетательной скважины 1.

После прогрева залежи до определенной температуры запускают насос 13 добывающей скважины 2 в работу.

Разогретый продукт (тяжелая вязкая нефть) залежи тяжелых и/или высоковязких углеводородов 14 попадает в горизонтальные концевые участки 8; 8 ; 8 ; 8 ...8ⁿ добывающей скважины 2, по которым поступает через вскрытый участок 6 добывающей скважины 2 на прием насоса 13, который перекачивает разогретую тяжелую вязкую нефть на дневную поверхность.

Использование теплоизолированных колонн труб 9 и 10, а также пакеров 11 и 12 позволяет значительно снизить отрицательное влияние теплового воздействия на крепление стенок скважин в процессе эксплуатации.

Далее, например, в шахматном порядке в пределах одной площадной системы производят аналогичное строительство следующих пар скважин (на фиг.1 и 2 не показано), состоящих из нагнетательных 1 ......1ⁿ и добывающих скважин 2 ......2ⁿ соответственно, соблюдая при этом вышеуказанное расстояние L между осями близлежащих скважин, которые также аналогичным образом подготавливают и запускают в эксплуатацию.

Предлагаемый способ позволяет повысить точность ориентации горизонтальных участков скважин в залежи, а также эффективность разработки залежи за счет увеличения площади охвата залежи тяжелых и/или высоковязких углеводородов горизонтальными участками, а упрощение технологического процесса осуществления способа позволяет сэкономить материальные и финансовые затраты. Кроме того, снижение теплового воздействия на стенки скважины в процессе эксплуатации позволит продлить срок службы скважины до капитального ремонта.