СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ ИЛИ БИТУМА

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области разработки нефтяных или битумных месторождений, а именно к способам добычи высоковязкой нефти или битума добывающими горизонтальными скважинами при тепловом воздействии на пласт через паронагнетательные горизонтальные скважины.

Известен способ разработки битумного месторождения (патент RU №2307926, МПК Е21В 43/24, опубликован 10.10.2007, бюл. №28), включающий бурение теплонагнетательных скважин по пласту, закачку по ним теплоносителя в пласт, бурение дренажных скважин ниже подошвы битуминозного пласта, откачку пластовой воды и отбор продукции в дискретном режиме.

Также известен способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2425969, МПК Е21В 43/24, опубликован 10.08.2011, бюл. №22), включающий строительство добывающей горизонтальной скважины в области подошвы продуктивного пласта, нагнетательной горизонтальной скважины над добывающей горизонтальной скважиной, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукции пласта из добывающей скважины.

Также известен способ разработки залежи вязкой нефти или битума (патент RU №2305762, МПК Е21В 43/24, опубликован 10.09.2007, бюл. №25), включающий бурение непрерывной горизонтальной скважины с размещением входного участка скважины до залегания продуктивного пласта, условно-горизонтального участка скважины по простиранию продуктивного пласта, выходного участка вверх с наклоном от продуктивного пласта до дневной поверхности, установку обсадной колонны, цементирование затрубного пространства, установку насосно-компрессорных труб с центраторами, закачку теплоносителя и отбор вязкой нефти или битума.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума (патент RU №2287679, МПК Е21В 43/24, опубликован 20.11.2006, бюл. №32), включающий строительство ряда параллельных добывающих двухустьевых горизонтальных скважин, выше ряда параллельных добывающих двухустьевых горизонтальных скважин параллельно ему строительство ряда параллельных нагнетательных двухустьевых горизонтальных скважин с расположением в плане нагнетательных скважин между добывающими, нагнетание водяного пара через ряд параллельных нагнетательных двухустьевых горизонтальных скважин через оба устья каждой нагнетательной двухустьевой горизонтальной скважины, отбор продукции через ряд параллельных добывающих двухустьевых горизонтальных скважин, а также строительство пологих нагнетательных скважин в промежутках между добывающими и нагнетательными скважинами, через которые закачивают растворитель высоковязкой нефти или битума.

Недостатками вышеуказанных аналогов являются:

- во-первых, низкая эффективность извлечения высоковязкой нефти и битума из-за необходимости закачки в пласт больших объемов перегретого пара, который со временем конденсируясь превращается в воду, обводняя откачиваемую продукцию, что требует дополнительных затрат на ее дальнейшую переработку;

- во-вторых, для осуществления данных технологий требуются высокопроизводительные парогенераторы;

- в-третьих, возможен преждевременный прорыв воды и конденсата от паронагнетательной скважины к добывающей скважине;

- в-четвертых, низкая экологичность добычи, при превышении давления закачки может произойти прорыв пара на поверхность.

Техническими задачами изобретения являются:

- повышение эффективности разработки залежи высоковязкой нефти или битума за счет стабильного и непрерывного теплового воздействия на продуктивный пласт;

- снижение попутно добываемой воды и исключение доли конденсата в объеме отбираемой продукции;

- снижение удельных материально-технических затрат на добычу высоковязкой нефти или битума за счет постоянной регенерации теплоносителя - водяного пара или парогазовой смеси, а также за счет применения менее мощного и дорогостоящего парогенераторного оборудования;

- повышение экологичности добычи высоковязкой нефти или битума путем исключения прорыва пара (парогазовой смеси) по пласту на поверхность.

Поставленная задача решается способом разработки залежи высоковязкой нефти или битума, включающим бурение параллельных добывающих скважин и расположенных над ними двухустьевых горизонтальных скважин с размещением в плане между добывающими скважинами, крепление скважин обсадными колоннами с вторичным вскрытием пласта в добывающих скважинах, закачку пара или парогазовой смеси в двухустьевые скважины и отбор продукции из добывающих скважин.

Новым является то, что в двухустьевых скважинах размещают неперфорированные обсадные колонны, причем двухустьевые скважины при помощи теплоизолированных трубопроводов соединяют между собой последовательно так, чтобы они образовывали единый нагревательный элемент, причем пар или парогазовую смесь прокачивают последовательно через все двухустьевые скважины без выпуска из обсадной колонны в пласт, причем производят постоянный замер температуры пара или парогазовой смеси на входе и выходе из каждой двухустьевой горизонтальной скважины, причем, при понижении температуры пара или парогазовой смеси более чем на 5-7% от первоначальной, в разрыве единого нагревательного элемента устанавливают дополнительную насосно-подогревающую станцию для поддержания температуры и давления перекачиваемого пара или парогазовой смеси.

Новым является также то, что перед отбором продукции в добывающие скважины производят закачку пара до поднятия температуры добываемой продукции пласта из соответствующей скважины, превышающей температуру плавления высоковязкой нефти или битума.

На фиг.1, 2, 3 представлена схема реализации предлагаемого способа: на фиг.1 - продольный профиль продуктивного пласта (разрез А-А фиг.3), на фиг.2 - схема расположения скважин на месторождении, на фиг.3 - поперечный профиль продуктивного пласта.

Предлагаемый способ осуществляют следующим образом.

На месторождении высоковязкой нефти или битума - продуктивного пласта 1 (фиг.1, 2, 3) строят ряд параллельных добывающих горизонтальных скважин 2 в подошвенной части пласта 1 (фиг.3). Выше ряда добывающих горизонтальных скважин 2 параллельно ему строят ряд параллельных двухустьевых горизонтальных скважин 3 (фиг.1, 2, 3) в центральной части пласта 1 (фиг.3) с расположением в плане двухустьевых горизонтальных скважин 3 между горизонтальными добывающими скважинами 2 (фиг.2).

Например, если месторождение высоковязкой нефти или битума представлено продуктивным пластом толщиной 30 м, то расстояние по вертикали между рядом добывающих 2 (фиг.3) и рядом двухустьевых горизонтальных скважин 3 должно составлять не более половины толщины продуктивного пласта, в данном примере - 14 м.

Расстояние по горизонтали между близлежащими двухустьевыми скважинами 3 (фиг.3) и между близлежащими добывающими горизонтальными скважинами 2 должно составлять не более половины толщины продуктивного пласта, в данном примере - 14 м. Причем расстояние по горизонтали между двухустьевыми 3 и горизонтальными добывающими скважинами 2 должно составлять половину расстояния между скважинами в ряду, в данном примере - 7 м.

Добывающие горизонтальные скважины 2 (фиг.1) оборудуют перфорированными обсадными колоннами и цементируют заколонное пространство от устья 4 до кровли продуктивного пласта 1, а двухустьевые горизонтальные скважины 3 оборудуют неперфорированными обсадными колоннами и цементируют заколонное пространство с обеих сторон от устья 5 до кровли продуктивного пласта 1.

Двухустьевые горизонтальные скважины 3 (фиг.2) при помощи теплоизолированных трубопроводов 6 соединяют между собой последовательно так, чтобы они образовывали единый нагревательный элемент.

Двухустьевые горизонтальные скважины 3 (фиг.1) с обеих сторон оборудуют колонной лифтовых труб 7 с пакером 8, причем пакеры 8 устанавливают на глубине входа двухустьевой горизонтальной скважины в продуктивный пласт 3. Добывающие горизонтальные скважины 2 оборудуют колонной лифтовых труб 9 оснащенной насосом 10 на нижнем конце, причем насос 10 может быть винтовым, плунжерным или любой другой известной конструкции, предназначенной для перекачки высоковязкой нефти или битума.

При помощи гидродинамических исследований определяют наличие гидродинамической связи между двухустьевыми 3 (фиг.1, 2, 3) и добывающими горизонтальными скважинами 2.

При отсутствии гидродинамической связи производят освоение добывающих скважин 2 (фиг.1, 2, 3) закачкой пара или парогазовой смеси в пласт 1 (фиг.1, 2, 3) с температурой 200-250°С до поднятия температуры добываемой продукции пласта из соответствующей скважины, превышающей температуру плавления высоковязкой нефти или битума. При этом одновременно начинают прокачивать пар или парогазовую смесь по двухустьевым горизонтальным скважинам 3.

При выполнении условия поднятия температуры добываемой продукции пласта 1 из соответствующей скважины, превышающей температуру плавления высоковязкой нефти или битума, закачку пара или парогазовой смеси в добывающие скважины 2 прекращают и начинают отбор продукции. При этом через ряд параллельных двухустьевых горизонтальных скважин 3 (фиг.2) при помощи парогенерерующей установки 11 в постоянном режиме производят прокачку пара или парогазовой смеси с температурой 200-250°С, причем пар прокачивают последовательно через все двухустьевые скважины без выпуска из обсадной колонны в пласт 1 (фиг.1, 2, 3).

При этом производят постоянный замер температуры пара или парогазовой смеси на входе и выходе из каждой двухустьевой горизонтальной скважины 3 (фиг.1, 2).

При понижении температуры пара или парогазовой смеси более чем на 5-7% от первоначальной, в разрыве единого нагревательного элемента устанавливается дополнительная насосно-подогревающая станция 12 (фиг.2) для поддержания температуры и давления пара (парогазовой смеси) на уровне первоначальных значений.

При наличии гидродинамической связи между двухустьевыми 3 (фиг.1, 2, 3) и добывающими горизонтальными скважинами 2 освоение добывающих скважин 2 закачкой пара или парогазовой смеси в пласт 1 не производят, а непосредственно приступают к отбору продукции, при этом через ряд параллельных двухустьевых горизонтальных скважин 3 (фиг.2) при помощи парогенерерующей установки 11 в постоянном режиме производят прокачку пара или парогазовой смеси с температурой 200-250°С, причем пар прокачивают последовательно через все двухустьевые скважины без выпуска из обсадной колонны в пласт 1 (фиг.1, 2, 3), при этом производят постоянный замер температуры пара или парогазовой смеси на входе и выходе из каждой двухустьевой горизонтальной скважины 3 (фиг.1, 2).

При понижении температуры пара или парогазовой смеси более чем на 5-7% от первоначальной, в разрыве единого нагревательного элемента устанавливается дополнительная насосно-подогревающая станция 12 (фиг.2) для поддержания температуры и давления пара (парогазовой смеси) на уровне первоначальных значений.

Тепло от прокачиваемого перегретого пара или парогазовой смеси по двухустьевым горизонтальным скважинам 3 (фиг.1, 2, 3) передается через стенки обсадной колонны в пласт 1, пласт прогревается, разогретая высоковязкая нефть или битум стекает к добывающим горизонтальным скважинам 2 и, попадая на прием насоса 10 (фиг.1), перекачивается по колонне лифтовых труб 9 на поверхность.

Использование предлагаемого способа позволяет повысить эффективность добычи высоковязкой нефти или битума за счет стабильного и непрерывного теплового воздействия на продуктивный пласт, а также за счет исключения попутно добываемой воды и конденсата в объеме отбираемой продукции. Кроме того, предлагаемый способ, в отличие от пароциклического метода закачки теплоносителя в пласт, более экологичен за счет исключения возможности прорыва пара по пласту на поверхность. Позволяет снизить удельные материально-технические затраты на добычу высоковязкой нефти или битума за счет постоянной регенерации теплоносителя - водяного пара или парогазовой смеси, а также за счет применения менее мощного и дорогостоящего парогенераторного оборудования. Отпадает необходимость в производстве и подготовке больших объемов воды для выработки пара.