Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ДОБЫЧИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологии добычи тяжелой и высоковязкой нефти из горизонтальных или имеющих наклонный участок скважин с применением тепла.

Известен способ разработки высоковязкой нефти, включающий строительство расположенных одна над другой нагнетательной и добывающей горизонтальных скважин, циклическую закачку пара и попутного газа в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины с контролем вязкости и температуры отбираемой продукции [Патент РФ №2550635, Е21В 43/24, 2015].

Недостаток известного способа заключается, во-первых, в высокой стоимости бурения двух горизонтальных скважин, специальным образом ориентированных в нефтесодержащем пласте, а во-вторых, в продолжительности и трудоемкости монтажа погружного оборудования.

Известен способ теплового вытеснения нефти из горизонтального участка скважины, включающий размещение в скважине обсадной трубы с двумя зонами перфораций в начале и конце горизонтального участка, цементирование затрубного пространства до горизонтального участка, спуск в обсадную трубу насосно-компрессорной трубы с центраторами и пакером, отделяющим зоны перфораций друг от друга, подачу теплоносителя по насосно-компрессорной трубе (НКТ) и отбор водонефтяной смеси через перфорации обсадной колонны в начале горизонтального участка [Патент РФ №2067168, Е21В 43/24, 1996].

Недостаток способа состоит в фонтанном способе подачи водонефтяной смеси на поверхность, требующем непрерывной закачки теплоносителя в нефтесодержащий пласт, что повышает энергоемкость процесса добычи.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому является способ добычи высоковязкой нефти из скважины с наклонно направленным участком, включающий оборудование участка обсадной трубой с двумя вскрытыми зонами в начале и конце участка, размещение в этом участке нижней колонны теплоизолированных НКТ с термостойким пакером, изолирующим межтрубное пространство между обсадной трубой и колонной НКТ и между вскрытыми зонами, спуск погружного насоса на верхней колонне НКТ в пределах подошвенной части продуктивного пласта, но ниже забоя наклонно направленного участка до первой вскрытой зоны, циклическую закачку теплоносителя в пласт из нижней колонны теплоизолированных НКТ труб и отбор водонефтяной эмульсии погружным насосом [Патент РФ №2436943, Е21В 43/24, 1996].

Недостаток принятого за прототип способа состоит в продолжительности монтажа погружного оборудования вследствие поочередного спуска трубы для закачки пара и погружного насоса для отбора водонефтяной смеси.

Задачей настоящего изобретения является повышение эффективности добычи высоковязкой нефти за счет упрощения и ускорения монтажа оборудования.

Указанный технический результат достигается тем, что в способе добычи высоковязкой нефти из скважины, включающем оборудование скважины обсадной трубой с двумя вскрытыми зонами на горизонтальном или наклонном участке, спуск в обсадную трубу нижней колонны НКТ с термостойким пакером до занятия им положения между вскрытыми зонами, спуск погружного насоса на верхней колонне НКТ до первой вскрытой зоны, циклическую закачку теплоносителя по нижней колонне НКТ и подъем водонефтяной эмульсии погружным насосом на поверхность, согласно изобретению перед спуском нижнюю колонну НКТ с термостойким пакером присоединяют верхним концом к байпасной трубе, смонтированной на погружном насосе, и вместе спускают их на верхней колонне НКТ, в которую по завершении спуска вводят с кольцевым зазором дополнительную трубу, для закачки теплоноситель в нижнюю колонну НТК доставляют по кольцевому зазору и байпасной трубе, а подъем водонефтяной эмульсии на поверхность осуществляют по дополнительной трубе, гидравлически связанной с выкидом насоса.

На чертеже изображена схема реализации предлагаемого способ добычи высоковязкой нефти из горизонтальной скважины.

Скважину обсаживают обсадной трубой 1, имеющей на горизонтальном участке вскрытые зоны 2 и 3. До спуска оборудования производят предварительный подогрев пласта путем закачки теплоносителя, например пара, в скважину через вскрытые зоны 2 и 3. В результате снижается вязкость высоковязкой нефти в пласте вблизи указанных зон до приемлемого значения, и нефть становится пригодной для перекачки погружным насосом.

Затем в скважину начинают спускать нижнюю колонну НКТ 4 с термостойким пакером 5 на конце. Длина нижней колонны НКТ 4 выбирается в зависимости от расстояния между вскрытыми зонами 2 и 3 на обсадной трубе 1. Верхний конец нижней колонны НКТ 4 ввертывают в опору 6, смонтированную снизу погружного насоса 7, вставляют сверху в опору 6 байпасную трубу 8, соответствующую длине погружного насоса, и продолжают спуск в скважину. Для предотвращения перегрева погружного насоса 7 байпасная труба 8 покрыта слоем теплоизоляционного материала. На свободный конец байпасной трубы 8 и выкид погружного насоса 7 монтируют тройник 9, с противоположной стороны которого навертывают верхнюю колонну НКТ 10 и спускают на ней в скважину собранную установку. Спуск заканчивают, когда установленный на нижней колонне НКТ 4 термостойкий пакер 5 достигает положения между вскрытыми зонами 2 и 3 в обсадной трубе 1, при этом погружной насос 7 оказывается на горизонтальном участке скважины. По окончании спуска в верхнюю колонну НКТ 10 до тройника 9 вводят с кольцевым зазором 11 дополнительную трубу 12 с герметизирующими элементами 13 на конце, которая гидравлически соединяется с выкидом погружного насоса 7. Благодаря размещению дополнительной трубы 12 внутри верхней колонны НКТ 10 предотвращается повреждение обеих труб, а также кабеля.

По завершении монтажа и срабатывания термостойкого пакера 5, разобщающего межтрубное пространство между вскрытыми зонами 2 и 3, в скважине появляются две гидравлические линии. Одна линия проходит по кольцевому зазору 11 между дополнительной трубой 12 и верхней колонной НКТ 10, байпасной трубе 8 и нижней колонне НКТ 4. Другая линия соединяет межтрубное пространство 14 между нижней колонной НКТ 4 и обсадной трубой 1 через погружной насос 7 с дополнительной трубой 12, выходящей на поверхность.

Далее производят циклическую закачку с поверхности теплоносителя (стрелки с незакрашенным наконечником), который по кольцевому зазору 11, байпасной трубе 8 и нижней колонне НКТ 4 подают в концевой участок обсадной трубы 1. Теплоноситель через вскрытую зону 3 попадает в предварительно прогретый продуктивный пласт и вытесняют из него водонефтяную эмульсию, которая попадает через вскрытую зону 2 (стрелки с закрашенным наконечником) в межтрубное пространство 13 между нижней колонной НКТ 4 и начальным участком обсадной трубы 1. Вытесненная водонефтяная эмульсия поступает на прием погружного насоса 7 и откачивается на поверхность по дополнительной трубе 12. При снижении дебита откачку прекращают и вновь закачивают теплоноситель в продуктивную зону пласта по нижней колонне НКТ 4 для повышения жидкотекучести нефти. Далее следует откачка и циклы повторяются.