Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ ИЛИ БИТУМА С РЕГУЛИРОВАНИЕМ ОТБОРА ПРОДУКЦИИ СКВАЖИНЫ

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

Известен способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием отбора продукции скважины (патент RU №2413363, МПК 8 Е21В 43/24, опубл. в бюл. №5 от 20.02.2011), 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 отбора продукции, причем при строительстве скважин их горизонтальные участки оборудуют устанавливаемыми напротив зон продуктивного пласта фильтрами, внутри фильтра в добывающей скважине размещают хвостовик насоса, который спускают на колонне труб и оборудуют обводными каналами с предохранительными клапанами, причем хвостовик, снабженный входными отверстиями, разбивающими фильтр на зоны отбора, на расстоянии, исключающем прорыв теплоносителя при смене зоны отбора, оснащают снаружи ниже верхнего отверстия пакером, устанавливаемым над фильтром, а изнутри - поршнем со штоком, внутреннее пространство которого через обратный клапан сообщено со входом насоса, причем пространство между штоком и хвостовиком, между входными отверстиями хвостовика герметично разобщают перед спуском кольцевыми вставками, разбивая хвостовик на секции отбора, которые сообщены боковыми каналами через одну с внутренним пространством штока для изменения зон для отбора при возникновении температурных пиков, отбор продукции насосом прекращают в колонне труб, создают избыточное давление, которое, передаваясь через обводные каналы благодаря закрытому обратному клапану на поршень, смещают его вместе со штоком так, что его боковые каналы, проходя через кольцевые вставки, сообщают внутреннее пространство штока с соседними незадействованными до этого секциями отбора, после чего отбор продукции возобновляют до возникновения температурных пиков напротив секций отбора в соответствующих им зонах отбора, для исключения прорыва теплоносителя отбор продукции насосом прекращают, в затрубном пространстве колонны труб создают избыточное давление, которое, передаваясь через верхние отверстия хвостовика благодаря пакеру в хвостовик с обратной стороны поршня, перемещают поршень с хвостовиком в первоначальное состояние, после чего отбор продукции возобновляют из первоначальных секций и зон отбора, в ходе эксплуатации циклы при необходимости смены секций и зон отбора повторяют.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, высокая металлоемкость конструкции и, как следствие, большие финансовые затраты на осуществление способа, что связано со спуском в добывающую скважину хвостовика и штока по типу «труба в трубе» во всю длину фильтра горизонтального участка добывающей скважины;

- во-вторых, сложный технологический процесс осуществления способа, так как для изменения зон отбора необходимо создать гидравлическое давление в колонне труб, которое через обводной канал благодаря закрытому обратному клапану воздействует на поршень, за счет чего и происходит перемещение штока относительно хвостовика и смена зон отбора в добывающей скважине;

- в-третьих, не регулируется пропускная способность продукции, поступающая на прием насоса из зон отбора, а изменяются лишь зоны отбора (либо есть отбор из определенной зоны или отбора нет).

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием отбора продукции скважины (патент RU №2413068, МПК 8 Е21В 43/24, опубл. в бюл. №6, от 27.02.2011), 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 отбора продукции, причем при строительстве скважин их горизонтальные участки оборудуют устанавливаемыми напротив зон продуктивного пласта фильтрами, внутри фильтра в добывающей скважине размещают хвостовик, снабженный входными отверстиями, разбивающими фильтр на зоны отбора, на расстоянии, исключающем прорыв теплоносителя при смене зоны отбора, при этом хвостовик оснащают изнутри штоком, внутреннее пространство которого сообщено со входом насоса, спускаемого в добывающую скважину на колонне труб, которая на устье оснащена гидродомкратом двухстороннего действия, причем пространство между штоком и хвостовиком между входными отверстиями хвостовика герметично разобщают перед спуском кольцевыми вставками, разбивая хвостовик на секции отбора, которые сообщены боковыми каналами через одну с внутренним пространством штока, для изменения зон для отбора при возникновении температурных пиков, отбор продукции насосом прекращают, в гидродомкрате создают избыточное давление, приводящее к продольному перемещению вместе колонны труб с насосом и штоком в хвостовике так, что его боковые каналы, проходя через кольцевые вставки, сообщают внутреннее пространство штока с соседними незадействованными до этого секциями отбора, после чего отбор продукции возобновляют до возникновения температурных пиков напротив секций отбора в соответствующих им зонах отбора, для исключения прорыва теплоносителя отбор продукции насосом прекращают, в гидродомкрате создают избыточное обратное давление, приводящее к продольному перемещению в хвостовике и возвращению в исходное состояние вместе колонны труб с насосом и штоком, после чего отбор продукции возобновляют из первоначальных секций и зон отбора, в ходе эксплуатации циклы при необходимости смены зон отбора хвостовика повторяют.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, высокая металлоемкость конструкции и, как следствие, большие финансовые затраты на осуществление способа, что связано с наличием гидродомкрата, установленного на устье добывающей скважины, а также со спуском в добывающую скважину хвостовика и штока по типу «труба в трубе» во всю длину фильтра горизонтального участка добывающей скважины;

- во-вторых, для перемещения штока относительно хвостовика при изменении зон отбора продукции необходимо на устье скважины устанавливать гидродомкрат, изготовление которого требует дополнительных финансовых затрат, а перемещение поршня гидродомкрата осуществляется при помощи насосного агрегата, размещенного на устье скважины, кроме того, перемещение штока относительно хвостовика ограничено длиной хода поршня гидроцилиндра и не позволяет точно зафиксировать шток относительно хвостовика в заданном верхнем положении без подпора насосным агрегатом;

- в-третьих, не регулируется пропускная способность продукции, поступающая на прием насоса из зон отбора, а изменяются лишь зоны отбора (либо есть отбор из определенной зоны или отбора нет). Например, невозможно снизить объемы отбора продукции из зоны, в которую прорвался теплоноситель и/или пластовая вода, а можно только отключить эту зону;

- в-четвертых, по результатам опытно-промысловых работ выявлено, что прорыв теплоносителя в горизонтальный участок добывающей скважины происходит на его начальной зоне (со стороны устья скважины). Это происходит вследствие того, что основной объем теплоносителя закачивается в пласт в начальной зоне горизонтального участка добывающей скважины.

Задачами изобретения являются регулирование объема отбора продукции из зон отбора продукции добывающей скважины в процессе разработки месторождения тяжелой нефти или битума в зависимости от наличия температурных пиков на термограммах, снимаемых в добывающей скважине за счет регулирования пропускной способности входных отверстий в начальной зоне отбора продукции и исключение (уменьшение объема) попадания теплоносителя и/или пластовых вод из начальной зоны отбора на прием насоса с жесткой фиксацией колонны труб на устье скважины, а также упрощение монтажа, снижение металлоемкости конструкции и, как следствие, снижение финансовых затрат на реализацию способа.

Поставленная задача решается способом разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием отбора продукции скважины, включающим строительство верхней нагнетательной и нижней добывающей скважин с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, при строительстве скважин их горизонтальные участки оборудуют устанавливаемыми напротив зон продуктивного пласта фильтрами, внутри фильтра с неперфорированным интервалом в добывающей скважине размещают хвостовик, снабженный входными отверстиями, разбивающими фильтр на зоны отбора, при этом хвостовик оснащают изнутри штоком с боковыми каналами, внутреннее пространство штока сообщено со входом насоса, спускаемого в добывающую скважину на колонне труб с возможностью продольного перемещения вместе колонны труб с насосом и штоком в хвостовике, 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.

Новым является то, что перед спуском колонны труб в добывающую скважину сначала спускают шток с концентрично размещенным на нем хвостовиком, зафиксированным в транспортном положении срезным винтом, причем снаружи на нижнем конце хвостовика устанавливают термостойкий пакер, после спуска штока в добывающую скважину на его верхний конец наворачивают нижний конец колонны труб, колонну труб оснащают насосом, спускают колонну труб в добывающую скважину до размещения пакера в неперфорированном интервале фильтра добывающей скважины, после чего производят посадку пакера, герметично разделяя фильтр добывающей скважины на две зоны отбора - начальную и конечную, осуществляют равномерный прогрев паровой камеры подачей теплоносителя через нагнетательную скважину, исключение прорыва теплоносителя и/или пластовых вод на вход насоса осуществляют регулированием отбора продукции на вход насоса из начальной зоны отбора, причем в начальной зоне отбора, где возникают температурные пики, объем отбора продукции сокращают, для этого входные отверстия хвостовика, соответствующие начальной зоне отбора, выполняют с уменьшением пропускной способности от забоя к устью, а боковые каналы штока выполняют с возможностью поочередного сообщения с одним из входных отверстий хвостовика в начальной зоне отбора, что производят ограниченным продольным перемещением совместно колонны труб с насосом и штоком относительно хвостовика путем наращивания или сокращения патрубков на верхнем конце колонны труб в зависимости от расстояния между входными отверстиями хвостовика, а фиксацию колонны труб на устье добывающей скважины в необходимом положении осуществляют планшайбой на опорном фланце, а отверстие хвостовика, соответствующее конечной зоне отбора, выполнено в виде открытого конца штока.

На фиг.1 схематично представлен предлагаемый способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием отбора продукции скважины.

На фиг.2 изображен увеличенный вид - А части горизонтального участка добывающей скважины, изображенной на фиг.1.

На фиг.3 схематично изображено устье добывающей скважины.

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

Нагнетательную скважину 1 используют для закачки теплоносителя в продуктивный пласт 5, а добывающую скважину 2 используют для добычи тяжелой нефти или битума (продукции) из продуктивного пласта 5. Далее нагнетательную скважину 1 снабжают колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) 8 с горизонтальным перфорированным участком 9.

Перед спуском колонны труб 10 (см. фиг.1) в добывающую скважину 2 с замером длины спускают шток 11 (см. фиг.2) с концентрично размещенным на нем хвостовиком 12, зафиксированным в транспортном положении срезным винтом 13 (см. фиг.2).

Снаружи на нижнем конце хвостовика 12 (см. фиг.1) устанавливают термостойкий пакер 14. После спуска штока 11 в добывающую скважину 2 на его верхний конец наворачивают нижний конец колонны труб 10 и оснащают колонну труб 10 насосом 15. Спускают колонну труб 10 с замером ее длины в добывающую скважину 2 до размещения пакера 14 (см. фиг.2) в неперфорированном интервале 16 (длиной b) фильтра 7 добывающей скважины 2 (см. фиг.1), после чего производят посадку пакера 14 (см. фиг.2), герметично разделяя фильтр 7 добывающей скважины на две зоны отбора: начальную и конечную, соответственно Q₁ и Q₂, каждая из которых делит фильтр на два участка длиной L₁ и L₂ соответственно. Например, при длине фильтра 7 L=205 м, длина L₁=100 м, b=5 м (неперфорированный участок фильтра 7 для посадки пакера 14), длина L₂=100 м. Колонну труб 10 (см. фиг.1) снабжают насосом 15 (например, скважинным штанговым насосом дифференциального типа НН-2СП для добычи вязкой нефти, поставляемый ООО ТД «Элкам-Нефтемаш» Россия, г.Пермь).

Пакер 14 (см. фиг.2) выполнен термостойким, что позволяет работать при высокой температуре, например выпускаемый научно-производственной фирмой «Пакер» (г.Октябрьский, Республика Башкортостан) пакер механический двухстороннего действия осевой установки марки ПРО-ЯДЖ-О-М-122 Т, рассчитанный на максимальную температуру рабочей среды 150°С.

В хвостовике 12 выполнены входные отверстия в виде рядов входных отверстий 17¹, 17²…17ⁿ, соответствующих начальной зоне отбора Q₁ (перед термостойким пакером 11 со стороны устья добывающей скважины 2) с уменьшением пропускной способности от забоя к устью, а боковые каналы 18 штока 11 выполняют с возможностью поочередного сообщения с одним из входных отверстий 17¹, 17²…17ⁿ хвостовика 12 в начальной зоне отбора Q₁, а отверстие 19, соответствующее конечной зоне отбора Q₂, выполнено в виде открытого конца штока 11.

Количество входных отверстий 17¹, … 17ⁿ хвостовика 12, соответствующих начальной зоне отбора Q₁, и геометрические размеры (диаметр) отверстия 19 открытого конца штока 11, соответствующего конечной зоне отбора Q₂ (за пакером 11 со стороны забоя добывающей скважины 2 зависят от диаметра штока 11 и хвостовика 12, а также объема отбираемой продукции через каждую из зон отбора добывающей скважины 2 и определяются опытным путем.

Производительность насоса 15 (см. фиг.1) рассчитывается, исходя из максимальной пропускной способности наибольшего входного отверстия 17⁴ (см. фиг.2), соответствующей начальной зоне отбора Q₁, и отверстие 19, соответствующее конечной зоне отбора Q₂.

Общий объем отбираемой продукции через фильтр 7 (см. фиг.1) добывающей скважины 2 из обеих зон отбора составляет:

где Q₁ - объем продукции, отбираемой из начальной зоны отбора, м³/сут;

Q₂ - объем продукции, отбираемой из конечной зоны отбора, м³/сут;

Q - общий объем продукции, отбираемой из начальной и конечной зон отбора, м³/сут.

Например: Q₁=10 м³/сут, Q₂=10 м³/сут.

Тогда подставляя в формулу (1), получим: Q=10 м³/сут+10 м³/сут=20 м³/сут.

В начальной зоне отбора продукции Q₁ входные отверстия, выполненные в хвостовике 12 (см. фиг.1 и 2), представлены, например, в виде четырех входных отверстий 17¹, …17⁴ (см. фиг.2), расположенных в рядах по периметру хвостовика 12 с соответствующим регулированием (снижением) пропускной способности продукции, поступающей из начальной зоны отбора Q₁ на вход 20 (см. фиг.1) насоса 15 за счет изменения площадей поперечных сечений: S₁=l/4Q₁; S₂=1/2Q₁; S₃=3/4Q₁; S₄=Q₁; (см. фиг.2), где S₁; S₂; S₃; S₄ - площади поперечных сечений соответственно входных отверстий 17¹, …17⁴, размещенных напротив первой зоны отбора Q₁.

Входному отверстию 17¹ хвостовика 12 соответствует минимальная пропускная способность, а входному отверстию 17⁴ хвостовика 12 соответствует максимальная пропускная способность первой зоны отбора Q₁.

Пропускная способность боковых каналов 18 (см. фиг.2) штока 11 выше пропускной способности наибольшего из входных отверстий 17¹, …17⁴, расположенных в рядах по периметру хвостовика 12. Например, площадь поперечного сечения (S_б) боковых каналов 18 штока 11 соответствует пропускной способности 30 м³/сут, что больше объема отбираемой продукции из зоны Q₁=10 м³/сут.

Хвостовик 12 оснащают изнутри штоком 11, жестко соединенным со входом 20 (см. фиг.1) насоса 15. Внутреннее пространство штока 11 (см. фиг.2) гидравлически сообщено со входом 20 (см. фиг.1) насоса 15.

Регулирование пропускной способности входных отверстий при отборе продукции в процессе эксплуатации добывающей скважины 2 из начальной зоны Q₁ отбора продукции производят продольным перемещением совместно колонны труб 10 (см. фиг.1) с насосом 15 и штоком 11 относительно хвостовика 12 путем наращивания или сокращения количества патрубков 21¹; 21²; 21³ (см. фиг.3) на верхнем конце колонны труб 10.

Длины патрубков 21¹; 21²; 21³ равны расстоянию 1₁, 1₂, 1₃ между входными отверстиями 17¹, …17⁴ (см. фиг.2), например, по 1 метру, а фиксацию колонны труб 10 (см. фиг.3) с патрубками 21¹; 21²; 21³ на ее верхнем конце на устье добывающей скважины 2 (см. фиг.1) осуществляют планшайбой 22 (см. фиг.3) на опорном фланце 23.

В транспортном положении, как показано на фиг.2, отбор продукции насосом 15 (см. фиг.1) по колонне труб 10 из добывающей скважины 2 осуществляют одновременно из обеих зон отбора Q₁ и Q₂ в соотношении 50% на 50% соответственно, при этом отбор продукции из зоны отбора Q₁ осуществляют через наибольшее входное отверстие 17⁴ (см. фиг.2), а отбор продукции из зоны отбора Q₂ осуществляют через отверстие 19 штока 11.

Начинают осуществлять закачку теплоносителя от парогенератора (на чертеже не показано) в продуктивный пласт 5 (см. фиг.1) по колонне НКТ 8 через его горизонтальный перфорированный участок 9 и фильтр 6 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.

Разогретая в паровой камере тяжелая нефть или битум из продуктивного пласта 5 сначала поступает в фильтр 7, разделенный на начальную и конечную зоны отбора Q₁ и Q₂ горизонтального участка 4 добывающей скважины 2, а затем из начальной зоны отбора Q₁ фильтра 7 (см. фиг.2) через входное отверстие 17⁴ хвостовика 12 и боковые каналы 18 штока 11 во внутреннее пространство штока 11, одновременно с этим во внутреннее пространство штока 11 продукция поступает и через отверстие 19, соответствующее конечной зоне отбора Q₂. Таким образом, продукция по внутреннему пространству штока 11 поступает на вход 20 насоса 15 (см. фиг.1), который по колонне труб 10 перекачивает (отбирает) разогретую тяжелую нефть или битум на дневную поверхность.

В процессе отбора разогретой тяжелой нефти иди битума происходит прорыв теплоносителя (пара) из паровой камеры в фильтр 7 добывающей скважины 2 и/или пластовых вод в начальной зоне отбора Q₁ длиной L₁ (см. фиг.2), о чем свидетельствует наличие температурных пиков на термограммах, которые строятся по результатам данных термодатчиков (на фигурах 1, 2, 3 не показано), установленных в горизонтальных участках 3 и 4 (см. фиг.1) соответственно нагнетательной 1 и добывающей 2 скважин.

Прорыв в зоне отбора Q₁ длиной L₁ происходит по причине того, что основной объем теплоносителя, закачиваемый в нагнетательную скважину 1, попадает в пласт из зоны 24 (см. фиг.1) горизонтального участка 3 и, распространяясь по пласту, приводит к прорыву в начальной зоне (см. фиг.2) отбора Q₁ длиной L₁ горизонтального участка 4 (см. фиг.1) добывающей скважины 2.

Для исключения прорыва теплоносителя (при прорыве температурные пики направлены вверх) и/или прорыва пластовой воды (при прорыве температурные пики направлены вниз) в фильтр 7 (см. фиг.2) в зоне отбора Q₁ длиной L₁, а также с целью равномерного распространения паровой камеры и снижения обводненности добываемой продукции объем отбора продукции из этой зоны отбора снижают. Например, снижают объем отбора продукции из начальной зоны отбора Q₁ в два раза, т.е. на 50% от величины Q₁, для этого необходимо, чтобы напротив боковых каналов 18 штока 11 размещалось входное отверстие 17 хвостовика 12, имеющее площадь поперечного сечения S₂=1/2Q₁, благодаря чему отбор продукции из начальной зоны отбора Q₁ снизится до 5 м³/сут (10 м³/сут./2=5 м³/сут).

Для этого отключают насос 15 (см. фиг.1), демонтируют планшайбу 22 (см. фиг.3) с опорного фланца 23. На устье добывающей скважины 2 (см. фиг.1) производят натяжение колонны труб 10 вверх (см. фиг.1, 3), например, с помощью подъемника для подземного ремонта скважины с усилием 10 кН, при этом срезной винт 13 (см. фиг.2) разрушается. Далее приподнимают колонну труб 10 (см. фиг.3) с насосом 15 (см. фиг.1) и штоком 11 (см. фиг.1) на длину l₁=1 метр, при этом входное отверстие 17² хвостовика 12 устанавливается напротив боковых каналов 18 штока 11. Далее снимают (отворачивают) патрубок 21² (см. фиг.3) и фиксируют колонну труб 10 посредством патрубка 21² и планшайбы 22 на опорном фланце 23, запускают в работу насос 15 (см. фиг.1). Возобновляют отбор продукции из начальной зоны отбора Q₁ и конечной зоны отбора Q₂, при этом отбор продукции из начальной зоны отбора Q₂ снижается в два раза, т.е. до 5 м³/сут.

При последующем снятии термограмм отсутствие температурных пиков на термограммах свидетельствует об исключении или снижении прорыва теплоносителя и/или пластовой воды в зону отбора Q₁ длиной L₁ и равномерном распространении паровой камеры в продуктивном пласте 5 (см. фиг.1).

В дальнейшем регулирование пропускной способности при отборе продукции из начальной зоны отбора Q₁ добывающей скважины 2 в процессе разработки месторождения тяжелой нефти или битума производят продольным перемещением от забоя к устью или наоборот вместе колонны труб 10 с насосом 15 и штоком 11 относительно хвостовика 12 путем наращивания (заворотом) или сокращения (отворотом) патрубков 21¹; 21²; 21³ (см. фиг.3) на верхнем конце колонны труб 10 с последующей фиксацией колонны труб 10 на устье добывающей скважины 2 (см. фиг.1) в необходимом положении планшайбой 22 (см. фиг.3) на опорном фланце 23.

Предлагаемый способ позволяет регулировать объем отбора продукции из зон отбора, за счет чего добиваются равномерности прогрева паровой камеры в продуктивном пласте и исключают (сокращают объемы) попадание теплоносителя и/или пластовых вод из начальной зоны отбора на вход насоса с жесткой фиксацией колонны труб на устье скважины, также спуск в добывающую скважину хвостовика, имеющего длину 6-8 м, вместе со штоком упрощает монтаж, снижает металлоемкость конструкции и, как следствие, снижаются финансовые затраты на осуществление способа.