СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ ИЛИ БИТУМА С РЕГУЛИРОВАНИЕМ ЗАКАЧКИ ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ В СКВАЖИНУ

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения тяжелой нефти или битума.

Известен способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием закачки теплоносителя в скважину (патент RU №2412342, МПК E21B 43/24, опубл. в бюл. №13 от 10.05.2011 г.), включающий строительство верхней нагнетательной и нижней добывающей скважин с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, закачку теплоносителя через горизонтальную нагнетательную скважину с прогревом пласта созданием паровой камеры и отбор продукции через горизонтальную добывающую скважину, при котором снимают термограммы паровой камеры, анализируют состояние ее прогрева на равномерность прогрева и наличие температурных пиков, и с учетом полученных термограмм осуществляют равномерный прогрев паровой камеры, изменяя зоны прогрева и отбора, при этом при строительстве скважин их горизонтальные участки оборудуют фильтрами, внутри фильтра в нагнетательной скважине размещают хвостовик, снабженный входными отверстиями, разбивающими фильтр на зоны нагревания теплоносителем, на расстоянии, исключающем прорыв теплоносителя при смене зоны нагревания, при этом хвостовик оснащают изнутри штоком, спускаемым на трубах, которые на устье оснащены гидродомкратом двухстороннего действия, причем пространство между штоком и хвостовиком между входными отверстиями хвостовика герметично разобщают перед спуском кольцевыми вставками, разбивая хвостовик на секции нагревания, которые сообщены боковыми каналами через одну с внутренним пространством штока, причем для изменения зон нагревания при возникновении температурных пиков закачку теплоносителя прекращают, в гидродомкрате создают избыточное давление, приводящее к продольному перемещению вместе с трубами штока в хвостовике так, что его боковые каналы, проходя через кольцевые вставки, сообщают внутреннее пространство штока с соседними незадействованными до этого секции нагревания, после чего закачку теплоносителя возобновляют до возникновения температурных пиков напротив секций нагревания в соответствующих им зонах нагревания, для исключения прорыва теплоносителя закачку теплоносителя прекращают, в гидродомкрате создают избыточное обратное давление, приводящее к продольному перемещению в хвостовике и возвращению в исходное состояние вместе с трубами штока, после чего закачку теплоносителя возобновляют в первоначальные секции и зоны нагрева, в ходе эксплуатации циклы при необходимости смены зон нагревания хвостовика повторяют.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, высокая металлоемкость конструкции нагнетательной скважины (хвостовик, шток, гидродомкрат);

- во-вторых, сложный технологический процесс осуществления способа, связанный с необходимостью применения гидродомкрата для переключения потока теплоносителя, по зонам прогрева, при этом для привода гидродомкрата в рабочее положение дополнительно необходим насосный агрегат, который необходимо держать на устье скважины постоянно;

- в-третьих, низкая эффективность применения данного способа в продуктивном пласте, сложенном послойно-неоднородным коллектором, что обусловлено его неоднородностью вследствие различия в фильтрационно-емкостных свойствах при разогреве и отборе тяжелой нефти или битума из них, в связи с чем паровая камера может концентрироваться только в определенной зоне продуктивного пласта и не продвигаться (расширяться) далее в глубь продуктивного пласта вследствие низкой проницаемости отдельных коллекторов продуктивного пласта, что в свою очередь приводит к неполной (частичной) выработке месторождения тяжелой нефти или битума.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием закачки теплоносителя в скважину (патент RU №2412344, МПК E21B 43/24, опубл. в бюл. №5 от 20.02.2011 г.), включающий строительство верхней нагнетательной и нижней добывающей скважин с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, закачку теплоносителя через горизонтальную нагнетательную скважину с прогревом пласта, созданием паровой камеры и отбором продукции через горизонтальную добывающую скважину, при котором снимают термограммы паровой камеры, анализируют состояние ее прогрева на равномерность прогрева и наличие температурных пиков и с учетом полученных термограмм осуществляют равномерный прогрев паровой камеры, изменяя зоны прогрева, причем при строительстве скважин их горизонтальные участки оборудуют фильтрами, в нагнетательную скважину спускают колонны труб по типу «труба в трубе» с изолированными друг от друга внутренними пространствами, причем выходные отверстия колонн труб размещены в фильтре и разнесены по длине горизонтального участка, разбивая его на зоны прогрева так, что исключают прорыв теплоносителя в добывающую скважину через более прогретую зону, причем на устье колонны для закачки теплоносителя оснащают каждую самостоятельными трубопроводами с регулируемыми задвижками, которыми регулируют подачу теплоносителя в зависимости от термограммы паровой камеры, снимаемой в добывающей скважине.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, управление регулируемой закачки теплоносителя в пласт осуществляется ручным вращением (увеличением или уменьшением объема закачиваемого теплоносителя, вплоть до полного перекрытия потока) задвижек, установленных на самостоятельных трубопроводах, в связи с чем возрастет трудоемкость способа. Кроме того, в ручном режиме невозможно оперативно производить регулирование закачки теплоносителя по зонам прогрева;

- во-вторых, при стационарной закачке поток теплоносителя равномерный и при неоднородности (различной проницаемости) коллектора, складывающего продуктивный пласт, разогрев паровой камеры происходит медленно, при этом остаются низкими объемы отбора разогретой тяжелой нефти или битума и затягивается процесс выработки залежи тяжелой нефти или битума, при этом высока вероятность быстрого образования канала прорыва из паровой камеры в ствол добывающей скважины, что приводит к постоянному перетоку в него теплоносителя, что снижает эффективность работы паровой камеры;

- в-третьих, отключение зон закачки (прогрева) происходит только после прорыва теплоносителя в горизонтальный участок добывающей скважины, после чего уже практически невозможно восстановить прогрев паровой камеры в данной зоне без перетока теплоносителя в горизонтальный участок добывающей скважины, при этом часть запасов тяжелой нефти или битума остаются невыработанными.

Задачами изобретения являются повышение эффективности осуществления способа и работы паровой камеры за счет равномерной выработки запасов тяжелой нефти или битума в неоднородном коллекторе продуктивного пласта, исключения прорыва теплоносителя в горизонтальный участок добывающей скважины в процессе осуществления способа с возможностью регулирования в автоматическом режиме закачки теплоносителя в пласт, а также снижение трудоемкости осуществления способа.

Поставленная задача решается способом разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием закачки теплоносителя в скважину, включающим строительство верхней нагнетательной и нижней добывающей скважин с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, закачку теплоносителя через горизонтальную нагнетательную скважину с прогревом пласта, созданием паровой камеры и отбором продукции через горизонтальную добывающую скважину, при котором снимают термограммы паровой камеры, анализируют состояние ее прогрева на равномерность прогрева и наличие температурных пиков и с учетом полученных термограмм осуществляют равномерный прогрев паровой камеры, изменяя зоны прогрева, причем при строительстве скважин их горизонтальные участки оборудуют фильтрами, разбивающими эти участки на зоны, а на устье колонны для закачки теплоносителя оснащают каждую самостоятельными трубопроводами.

Новым является то, что в нагнетательную скважину спускают две параллельные колонны труб, каждая из которых оснащена забойным пульсатором потока, причем выходные отверстия колонн труб размещены в фильтре в начальной и конечной зонах горизонтального участка нагнетательной скважины и разделены между собой пакером, а на устье нагнетательной скважины колонны труб посредством самостоятельных трубопроводов обвязывают с переключателем потока, обеспечивающим закачку теплоносителя одновременно в обе колонны труб или в одну из колонн труб в зависимости от термограмм паровой камеры, снимаемых в добывающей скважине, исключают прорыв теплоносителя из паровой камеры в добывающую скважину регулированием закачки теплоносителя между начальной и конечной зонами горизонтального участка нагнетательной скважины.

На фиг.1 схематично представлен предлагаемый способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием закачки теплоносителя в скважину.

На фиг.2 схематично представлен увеличенный вид переключателя потока.

Предложенный способ осуществляют следующим образом.

Сначала производят строительство верхней нагнетательной скважины 1 (см. фиг.1) и нижней добывающей скважины 2 с горизонтальными участками 3 и 4, соответственно, расположенными друг над другом и вскрывающими продуктивный пласт 5 с тяжелой нефтью или битумом. В процессе строительства нагнетательной 1 и добывающей 2 скважин их горизонтальные участки 3 и 4 оборудуют фильтрами 6 и 7, соответственно.

Нагнетательную скважину 1 используют для закачки теплоносителя в продуктивный пласт 5, а добывающую скважину 2 используют для добычи тяжелой нефти или битума из продуктивного пласта 5.

В нагнетательную скважину 1 спускают две параллельные колонны труб 8 и 9, каждая из которых оснащена забойным пульсатором потока 10 и 11 соответственно. В качестве забойных пульсаторов потока 10 и 11 может применяться любое известное устройство, преобразующее стационарную закачку теплоносителя в импульсную, например, может быть применено устройство для импульсной закачки жидкости в пласт (по патенту RU №2400615, МПК E21B 28/00, E21B 43/25, опубл. в бюл. №27 от 27.09.2010 г.) или устройство для закачки жидкости в пласт (по патенту RU №2241825, МПК 8 E21B 43/18, опубл. в бюл. №34 от 10.12.2004 г.).

Выходные отверстия 12 и 13 колонн труб 8 и 9 соответственно размещены в фильтре 6 нагнетательной скважины 1 в начальной Q₁ и конечной Q₂ зонах горизонтального участка 3 нагнетательной скважины 1 и разделены между собой пакером 13', который сажают в неперфорированном интервале фильтра 6 горизонтального участка 3 нагнетательной скважины 1 на границе зон начальной Q₁ и конечной Q₂ в зависимости от проницаемости неоднородного коллектора, например, при отличии в проницаемостях между начальной Q₁ и конечной Q₂ зонами в 2 и более раза. Например, проницаемость начальной зоны Q₁=200 кД, а проницаемость конечной зоны Q₂=500 кД.

На устье нагнетательной скважины 1 колонны труб 8 и 9 через соответствующие им самостоятельные трубопроводы 14 и 15, соответственно, обвязывают с переключателем потока 16, обеспечивающим закачку теплоносителя одновременно в обе колонны труб (8 и 9) или в одну из колонн труб (8 или 9) в зависимости от термограмм паровой камеры по сигналу с пульта управления 17, например, с помощью кабеля 18, при достижении максимально допустимых температурных пиков (максимально допустимой температуры) на термограммах паровой камеры, снимаемых с помощью термодатчиков на оптико-волоконном кабеле 19, размещенном в добывающей скважине 2.

Переключатель потока 16 (см. фиг.2) выполнен трехпозиционным (положение «а» направляет поток теплоносителя через самостоятельные трубопроводы 14 и 15, соответственно, в колонны труб 8 и 9; положение «б» - через самостоятельный трубопровод 14 в колонну труб 8; положение «в» - через самостоятельный трубопровод 15 в колонну труб 9) и может быть любой известной конструкции.

Исключают прорыв теплоносителя из пласта 5 (см. фиг.1) в добывающую скважину 2 в процессе осуществления способа через более прогретую зону (начальную 14 или конечную 15) регулированием закачки теплоносителя между начальной 14 и конечной 15 зонами горизонтального участка 3 нагнетательной скважины 1.

В добывающую скважину 2 спускают колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) 20 с погружным насосом 21 на конце. Далее осуществляют закачку теплоносителя, например, пара от парогенератора 22 в продуктивный пласт 5. Например, горизонтальный участок 4 добывающей скважины длиной L=400 м, который относительно пакера 13' посаженного в нагнетательной скважине 1 можно разделить на интервалы L₁=200 м и L₂=200 м.

Для этого парогенератор 22 но нагнетательной линии 23 подает пар в переключатель потока 16 (см. фиг.2), который первоначально находится в положении «а», в котором направляет поток пара через самостоятельные трубопроводы 14 и 15, соответственно, одновременно в колонны труб 8 и 9 (см. фиг.1).

В колоннах труб 8 и 9 нагнетательной скважины 1 стационарный (равномерный) поток пара благодаря забойным пульсаторам потока 10 и 11 соответственно, установленным в составе этих колонн труб, преобразуется в пульсирующий (импульсный) поток пара, который через выходные отверстия 12 и 13, соответствующие колоннам труб 8 и 9, а также через фильтр 6 горизонтального участка 3 нагнетательной скважины 1 попадает в продуктивный пласт 5, т.е. происходит одновременная импульсная закачка пара в начальную Q₁ и конечную Q₂ зоны горизонтального участка 3 нагнетательной скважины 1.

В зависимости от проницаемости продуктивного пласта 5 подбирают давление нагнетания и в зависимости от эффективной нефтенасыщенной толщины продуктивного пласта 5 определяют объем нагнетаемого пара, при этом происходит прогревание продуктивного пласта 5 с созданием паровой камеры.

Отбор разогретой тяжелой нефти или битума осуществляют с помощью погружного насоса 21, например, винтового, причем разогретая тяжелая нефть или битум из продуктивного пласта 5 сначала через фильтр 7 горизонтального участка 4 добывающей скважины 2 попадает внутрь горизонтального участка 4 и далее поступает на прием погружного насоса 21, который перекачивает тяжелую нефть или битум на поверхность.

В процессе отбора разогретой тяжелой нефти или битума происходит повышение температуры паровой камеры, которое может привести к прорыву теплоносителя из продуктивного пласта 5 через фильтр 7 в горизонтальный участок 4 добывающей скважины 2, о чем свидетельствует наличие температурных пиков на термограммах, которые строятся по результатам данных термодатчиков с оптико-волоконного кабеля 19, установленного в горизонтальном участке 4 добывающей скважины 2.

При достижении максимально допустимых температурных пиков (достижении максимально допустимой температуры) в одном из интервалов L₁ или L₂ фильтра 7 горизонтального участка 4 добывающей скважины 2 по оптико-волоконному кабелю 19 происходит подача сигнала с пульта управления 17 и далее от пульта управления 17 сигнал подается по кабелю 18 на переключатель потока 16, который переключает поток пара в положение «б» или «в» (см. фиг.2). Т.е. в зависимости от термограмм паровой камеры отключает закачку теплоносителя в одну из колонн труб 8 или 9 (см. фиг.1), выходные отверстия которых размещены в начальной Q₁ и конечной Q₂ зонах соответственно, где произошло достижение максимально допустимых температурных пиков в интервале горизонтального участка 4 добывающей скважины 2 в интервале L₁ или L₂.

Максимально допустимая температура разогретой тяжелой нефти или битума (продукции), поступающей через фильтр 6 в горизонтальный участок 3 нагнетательной скважины 1, предшествует прорыву теплоносителя в горизонтальный участок 4 добывающей скважины 2 и зависит от неоднородности коллектора, складывающего продуктивный пласт 5. Например, прорыв теплоносителя в зоне интервала L₁ горизонтального участка 4 добывающей скважины 2 происходит при превышении температуры разогретой тяжелой нефти или битума до 80°C, поэтому максимально допустимыми значениями температурных пиков является температура до 80°C, а прорыв теплоносителя в зоне интервала L₂ горизонтального участка 4 добывающей скважины 2 происходит при превышении температуры разогретой тяжелой нефти или битума до 95°C, поэтому максимально допустимыми значениями температурных пиков является температура 95°C.

Например, при достижении максимально допустимой температуры (температуры 80°C) разогретой продукции в интервале L₁ фильтра 7 горизонтального участка 4 добывающей скважины 2, который находится под начальной зоной Q₁ (где расположено выходное отверстие 13 колонны труб 9 горизонтального участка 3 нагнетательной скважины 1), об этом свидетельствуют температурные пики (достижение температуры 80°C), которые подают сигнал от термодатчиков оптико-волоконного кабеля 19 на пульт управления 17, который в свою очередь по кабелю 18 подает сигнал на переключатель потока 16, который занимает положение «б» (см. фиг.2), при этом импульсная закачка теплоносителя через самостоятельный трубопровод 15 (см. фиг.1) и колонну труб 9 в начальную зону Q₁ прекращается, а импульсная закачка пара через самостоятельный трубопровод 14 и колонну труб 8 в конечную зону Q₂ продолжается.

Таким образом, исключают прорывы теплоносителя из продуктивного пласта 5 через фильтр 7 в горизонтальный участок 4 добывающей скважины 2 и продолжают дальнейшую эксплуатацию скважин в данном режиме. При наличии температурных пиков, например, при достижении температуры 95°C в интервале L₂ фильтра 7 горизонтального участка 4 добывающей скважины 2, который расположен под конечной зоной Q₂ горизонтального участка 3 нагнетательной скважины 1 продуктивного пласта 5, где расположены выходные отверстия 12 колонны труб 8 горизонтального участка 3 нагнетательной скважины 1, происходит следующее.

Термодатчики оптико-волоконного кабеля 19 подают сигнал на пульт управления 17, который в свою очередь по кабелю 18 подает сигнал на переключатель потока 16 (см. фиг.2), который занимает положение «в», при этом импульсная закачка пара через самостоятельный трубопровод 14 (см. фиг.1) и колонну труб 8 в начальную зону Q₁ прекращается, а импульсная закачка пара через самостоятельный трубопровод 15 и колонну труб 9 в конечную зону Q₂ возобновляется.

Забойные пульсаторы потока 10 и 11 за счет преобразования стационарного потока теплоносителя в импульсный позволяют на начальном этапе ускорить процесс разогрева паровой камеры и в дальнейшем в процессе осуществления способа за счет импульсной закачки пара по зонам горизонтального участка 3 нагнетательной скважины 1 произвести полную и равномерную выработку запасов месторождения тяжелой нефти или битума.

Предлагаемый способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием закачки теплоносителя в скважину позволяет оперативно в автоматическом режиме регулировать закачку теплоносителя в продуктивный пласт, а также сократить время на разогрев паровой камеры, повысить эффективность работы паровой камеры и обеспечить равномерную выработку запасов тяжелой нефти или битума в неоднородном коллекторе продуктивного пласта за счет импульсной закачки по зонам горизонтального участка нагнетательной скважины.

Также предложенный способ позволяет исключить прорыв теплоносителя в горизонтальный участок добывающей скважины в процессе осуществления способа за счет регулирования потока теплоносителя при достижении максимально допустимой температуры, предшествующей прорыву теплоносителя в горизонтальный участок добывающей скважины в автоматическом режиме.