Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ БИТУМА

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

Известен способ разработки нефтяного месторождения (патент RU №2211318, МПК E21B 43/24, опубл. в бюл. №24 от 27.08.2003 г.), включающий бурение непрерывной (двухустьевой) скважины с образованием ее выходного участка вверх с наклоном от продуктивного пласта до дневной поверхности, установку в пробуренную скважину обсадной колонны, цементирование затрубного пространства по всей длине, перфорирование обсадной колонны в интервале горизонтального участка, установку внутри обсадной трубы насосно-компрессорных труб с центраторами, подачу теплоносителя по колонне насосно-компрессорных труб с входного и выходного участков, отбор продукта по выходному участку при продолжении закачки теплоносителя по входному участку.

Недостатком данного способа является недостаточная эффективность нефтеизвлечения, так как при закачке пара и одновременном отборе нефти из одной скважины происходят быстрые прорывы пара, а при циклическом воздействии - непроизводительный расход пара на повторный прогрев остывшего продуктивного пласта за период отбора, т.е. большая энергозатратность.

Также известен способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин (патент RU №2431745, МПК E21B 43/24, опубл. в бюл. №29 от 20.10.2011 г.), включающий строительство двухустьевых горизонтальных скважин, закачку теплоносителя через верхнюю - нагнетательную скважину с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, а отбор продукции через нижнюю - добывающую скважину, съем термограммы паровой камеры, анализ состояния ее прогрева на равномерность прогрева и наличие температурных пиков, и с учетом полученных термограмм осуществляют равномерный прогрев паровой камеры, причем выше нагнетательной скважины на расстоянии, исключающем прорыв теплоносителя, строят технологическую двухустьевую скважину, причем съем термограммы паровой камеры проводят по данным термодатчиков, которые размещают в технологической и добывающей двухустьевых горизонтальных скважинах, при этом со стороны обоих устьев технологической скважины производят геофизические исследования с целью контроля равномерности прогрева паровой камеры, причем в процессе разработки месторождения тяжелой нефти или битума производят периодический отбор проб продукции с обоих устьев контрольной скважины для оценки минерализации находящейся в пробах воды, исходя из минерализации этой воды сопоставляют ее с наличием температурных пиков на термограммах паровой камеры, после чего производят изменение направлений фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции для выравнивания температуры в паровой камере, причем двухустьевую технологическую скважину при необходимости можно использовать в качестве добывающей скважины.

Недостатками данного способа являются высокие затраты на теплоноситель, поскольку закачку теплоносителя производят непосредственно в пласт, а также ограниченность его применения в месторождениях битума с пластами малой толщины (до 5 метров), поскольку минимальное расстояние между горизонтальными стволами двухустьевых скважин должно составлять не менее 5-7 м в зависимости от неоднородности фильтрационно-емкостных свойств пласта с целью исключения прямого прорыва теплоносителя из ствола нагнетательной в ствол добывающей двухустьевой скважины.

Также известен способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин (патент RU №2410534, МПК E21B 43/24, E21B 43/08, опубл. в бюл. №3 от 27.01.2011 г.), включающий строительство двухустьевых верхней нагнетательной и нижней добывающей скважин с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, закачку теплоносителя через нагнетательную скважину с прогревом пласта созданием паровой камеры и отбор продукции через добывающую скважину с уменьшением отбора в зонах наличия температурных пиков, осуществляя равномерный прогрев паровой камеры, причем при строительстве скважин горизонтальный участок добывающей скважины оборудуют секциями фильтра с уменьшаемой по секциям пропускной способностью в зависимости от прорыва теплоносителя.

Недостатками данного способа являются высокие затраты на теплоноситель, поскольку закачку теплоносителя производят непосредственно в пласт, а также ограниченность его применения в месторождениях битума с пластами малой толщины (до 5 метров), поскольку минимальное расстояние между горизонтальными стволами двухустьевых скважин должно составлять не менее 5-7 м в зависимости от неоднородности фильтрационно-емкостных свойств пласта с целью исключения прямого прорыва теплоносителя из ствола нагнетательной в ствол добывающей двухустьевой скважины.

Также известен способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин (патент RU №2431746, МПК E21B 43/24, опубл. в бюл. №29 от 20.10.2011 г.), включающий строительство двухустьевых верхней нагнетательной и нижней добывающей скважин с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, закачку теплоносителя, например перегретого пара через нагнетательную скважину с прогревом пласта созданием паровой камеры и отбор продукции через добывающую скважину, при этом в качестве теплоносителя используется перегретый пар, смешанный с продуктами сгорания горючего топлива, который закачивают через одно устье нагнетательной колонны, при этом осуществляют отбор сконденсировавшейся на внутренней поверхности нагнетательной колонны влаги через другое устье, а при ухудшении коллекторских свойств и/или снижении суммарного отбора продукции пласта более чем в два раза за период не более трех месяцев одно из устьев добывающей скважины герметизируют, а через другое устье закачивают нефтесилорную эмульсию, после технологической выдержки закачку теплоносителя и отбор продукции осуществляют в обычном режиме.

Недостатками данного способа являются высокие затраты на теплоноситель, поскольку закачку теплоносителя производят непосредственно в пласт, а также ограниченность его применения в месторождениях битума с пластами малой толщины (до 5 метров), поскольку минимальное расстояние между горизонтальными стволами двухустьевых скважин должно составлять не менее 5-7 м в зависимости от неоднородности фильтрационно-емкостных свойств пласта с целью исключения прямого прорыва теплоносителя из ствола нагнетательной в ствол добывающей двухустьевой скважины.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин (патент RU №2340768, МПК E21B 43/24, опубл. в бюл. №32 от 10.12.2008 г.), включающий закачку теплоносителя через фильтр двухустьевой горизонтальной нагнетательной скважины, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры и спуск технологических колонн труб с насосами и отбор разогретого битума через фильтр двухустьевой горизонтальной добывающей скважины, прогрев продуктивного пласта начинают с закачки пара в обе скважины, разогревают межскважинную зону пласта, снижают вязкость нефти или битума, а паровую камеру создают закачкой теплоносителя с возможностью пробивания последнего к верхней части продуктивного пласта и увеличения размеров паровой камеры в процессе отбора продукции, при котором снимают термограммы паровой камеры с помощью термодатчиков, размещенных в горизонтальных участках скважин, анализируют состояние ее прогрева на равномерность прогрева и наличие температурных пиков, и с учетом полученных термограмм осуществляют равномерный прогрев паровой камеры путем смены направления фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции, при этом объем закачки теплоносителя через устья нагнетательной скважины и/или отбор продукции через устья добывающей скважины изменяют в соотношении, %: (10-90):(90-10).

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, минимальное расстояние между горизонтальными стволами двухустьевых скважин должно составлять не менее 5-7 м в зависимости от неоднородности фильтрационно-емкостных свойств пласта с целью исключения прямого прорыва теплоносителя из ствола нагнетательной в ствол добывающей двухустьевой скважины, что ограничивает применение данного способа в месторождениях тяжелой нефти или битума, где толщина пласта составляет 5-7 м;

- во-вторых, реализация способа основана на создании паровой камеры, для чего необходима закачка теплоносителя непосредственно в пласт, а это может привести к прорыву теплоносителя в ствол добывающей скважины и повышению обводненности добываемой продукции, что снижает эффективность его реализации. Кроме того, это вызывает необходимость проведения водоизоляционных работ, а это требует дополнительных финансовых и материальных затрат на реализацию способа;

- в-третьих, пар превращается в конденсат, что способствует быстрому обводнению месторождения битума, в связи с чем нарушается равномерность выработки месторождения тяжелой нефти или битума и сокращаются сроки их разработки, при этом часть битума остается невыработанной;

- в-четвертых, процесс закачки теплоносителя в нагнетательную скважину осуществляют непрерывно, что увеличивает затраты на теплоноситель;

- в-пятых, малая площадь охвата месторождения тяжелой нефти или битума тепловым воздействием, так как разогрев тяжелой нефти или битума в пласте происходит в зоне размещения верхней двухустьевой скважины.

Техническими задачами предложения являются разработка месторождения битума путем его разогрева без закачки теплоносителя (пара) в пласт битумного месторождения, исключение обводненности отбираемого разогретого битума, сокращение затрат на теплоноситель, а также реализация способа в месторождениях битума, представленного пластами толщиной до 5-7 метров и увеличение площади охвата битумного месторождения тепловым воздействием с равномерной выработкой месторождения битума.

Поставленная техническая задача решается способом разработки месторождения битума, включающим строительство двухустьевых верхней и нижней скважин с горизонтальными участками, оснащенными фильтрами с отверстиями, расположенными друг над другом, спуск технологических колонн труб с насосами для отбора разогретого битума, прогрев продуктивного пласта закачкой пара в обе скважины, разогрев межскважинной зоны пласта, снижение вязкости битума, снятие термограмм с термодатчиков, размещенных в горизонтальных участках скважин, анализ состояния пласта на равномерность прогрева и осуществление равномерного прогрева пласта с учетом полученных термограмм.

Новым является то, что фильтры горизонтальных участков верхней и нижней двухустьевых скважин разделяют на зоны отбора, внутри фильтров напротив каждой из зон отбора устанавливают хвостовики с отверстиями, которые спускают на концах технологических колонн труб с устьев двухустьевых скважин, причем хвостовики жестко соединены с соответствующими технологическими колоннами труб с возможностью герметичного закрытия или открытия отверстий фильтров горизонтальных участков двухустьевых скважин, обвязывают с одного устья межколонные пространства верхней и нижней двухустьевых скважин между собой, обвязывают с другого устья межколонные пространства верхней и нижней двухустьевых скважин с парогенератором, при закрытых отверстиях фильтров горизонтальных участков двухустьевых скважин производят разогрев межскважинной зоны пласта, а также зон пласта выше и ниже горизонтальных участков двухустьевых скважин, снижают вязкость битума замкнутой циркуляцией пара одновременно по межколонным пространствам верхней и нижней двухустьевых скважин посредством парогенератора без закачки пара в пласт, при достижении температуры 85-95°C по данным термограмм, снятых с термодатчиков в зонах отбора двухустьевых скважин, отключают парогенератор, прекращают циркуляцию пара, открывают отверстия фильтров путем совмещения их с отверстиями хвостовиков и начинают отбор разогретого битума одновременно из верхней и нижней двухустьевых скважин по технологическим колоннам труб с помощью насосов, при достижении температуры 35-45°C по данным термограмм, снятых с термодатчиков в зонах отбора двухустьевых скважин, отключают насосы, герметично закрывают отверстия фильтров, путем их разобщения с отверстиями хвостовиков, запускают парогенератор и возобновляют процесс разогрева межскважинной зоны пласта и снижение вязкости битума путем замкнутой циркуляции пара по межколонному пространству верхней и нижней двухустьевых скважин.

На фиг.1 и 2 схематично представлен предлагаемый способ разработки месторождения битума.

На фиг.3 изображен разрез А-А.

На фиг.4 изображен разрез Б-Б.

На фиг.5 изображен разрез В-В.

Предлагаемый способ осуществляют следующим образом.

Сначала производят строительство верхней двухустьевой скважины 1 (см. фиг.1), далее, например, на расстоянии 4 м производят строительство нижней двухустьевой скважины 2 с горизонтальными участками 3 и 4 соответственно. Горизонтальные участки 3 и 4 двухустьевых скважин 1 и 2 оборудованы фильтрами 5 и 6 с отверстиями 6' соответственно, расположенными друг над другом и вскрывающими пласт 7 с битумом.

Фильтры 5 и 6 двухустьевых скважин 1 и 2 разделяют на две зоны отбора каждый: и , а также и , например, длиной по 100 м каждая зона отбора.

Внутри фильтров 5 и 6 напротив каждой из зон отбора устанавливают хвостовики 8, 8', а также 9 и 9' с отверстиями 8'' и 9'', соответственно. Т.е. внутри фильтра 5 напротив зон отбора и устанавливают хвостовики 8 и 8', а внутри фильтра 6 напротив зон отбора и устанавливают хвостовики 9 и 9'.

Хвостовики 8 и 8', а также 9 и 9' спускают на концах технологических колонн труб 10 и 10'; 11 и 11' соответственно, с обоих устьев двухустьевых скважин 1 и 2. В процесс спуска технологических колонн труб 10 и 10' и 11 и 11' их оснащают насосами 10₁ и 10₂; 11₁ и 11₂, соответственно.

Хвостовики 8 и 8', а также 9 и 9' жестко соединены с соответствующими технологическими колоннами труб 10 и 10' и 11 и 11' с возможностью герметичного закрытия или открытия отверстий 6' (см. фиг.4 и 5), выполненных в фильтрах 5 и 6 горизонтальных участков 3 и 4 (см. фиг.1) двухустьевых скважин 1 и 2 соответственно.

Отверстия 6' (см. фиг.4, 5) в фильтрах 5 и 6 выполнены, например, в виде сквозных горизонтальных пазов под углом 180° друг к другу по окружности, при этом отверстия 6' каждого из фильтров 5 и 6 в верхней 1 (см. фиг.1) и нижней 2 двухустьевых скважинах в начальном положении закрыты (см. фиг.4) соответствующими хвостовиками 8 и 8' (см. фиг.1), а также 9 и 9'.

Каждый из хвостовиков 8 и 8', а также 9 и 9' оснащен отверстиями 8'' и 9'' (см. фиг.4 и 5), соответственно. Отверстия 8'' и 9'' в хвостовиках 8 и 8' (см. фиг.1), а также 9 и 9' выполнены, например, в виде сквозных горизонтальных пазов под углом 180° друг к другу по окружности.

Обвязывают с одного устья 13 межколонные пространства 14 и 15 (см. фиг.1) верхней 1 и нижней 2 двухустьевых скважин между собой посредством трубопровода 16, а с другого устья 13' межколонные пространства 14 и 15 верхней 1 и нижней 2 двухустьевых скважин обвязывают с парогенератором 17, посредством нагнетательной 18 и всасывающей 19 линий.

При закрытых отверстиях 6' фильтров 5 и 6 горизонтальных участков 3 и 4, соответственно, верхней 1 и нижней 2 двухустьевых скважин производят разогрев межскважинной зоны 20 пласта 7, а также зон пласта 7 выше горизонтального участка 3 и ниже горизонтального участка 4 двухустьевых верхней 1 и нижней 2 скважин соответственно.

Для этого с помощью парогенератора 17 нагнетаемый пар (например, водяной пар разогретый до температуры 230-250°C) по нагнетательной линии 18 поступает в межколонное пространство 14 верхней двухустьевой скважины 1 и через трубопровод 16 поступает в межколонное пространство 15 нижней двухустьевой скважины 2, и далее через всасывающую линию 19 пар поступает обратно в парогенератор 17. Таким образом, осуществляется один цикл замкнутой циркуляции пара. Замкнутую циркуляцию пара, которая осуществляется одновременно через межколонные пространства 14 и 15 верхней 1 и нижней 2 двухустьевых скважин, продолжают, при этом за счет теплопередачи происходят разогрев и снижение вязкости битума, находящегося в межскважинной зоне 20 пласта 7, а также зонах пласта 7 выше горизонтального участка 3 и ниже горизонтального участка 4, двухустьевых верхней 1 и нижней 2 скважин соответственно.

Циркуляция пара происходит без закачки пара в пласт, пар циркулирует через межколонные пространства 14 и 15 и отверстия 14' и 15' (см. фиг.1, 2), выполненные для перепускания пара в местах жесткого крепления соответствующих технологических колонн труб и хвостовиков при закрытых отверстиях 6' (см. фиг.1) фильтров 5 и 6 горизонтальных участков 3 и 4, соответственно, верхней 1 и нижней 2 двухустьевых скважин.

Разогрев стенок скважины осуществляется за счет циркуляции в ней пара. Парогенератор 17 в процессе замкнутой циркуляции обеспечивает поддержание температуры пара 230-250°C. Разогревание межскважинной зоны 20 пласта 7 происходит за счет передачи тепла непосредственно от стенок самих двухустьевых верхней 1 и нижней 2 скважин, а также через фильтры 5 и 6 к пласту 7, что приводит к прогреву пласта 7 в зонах отбора и , а также и соответствующих двухустьевым скважинам 1 и 2, при этом пар (теплоноситель) в пласт 7 не попадает, вследствие чего исключаются нежелательные последствия, а именно: образование конденсата, прорыв теплоносителя в ствол при отборе разогретого битума и, как следствие, увеличение обводненности отбираемого разогретого битума, а также водоизоляционные работы.

В предлагаемом способе увеличивается площадь охвата битумного месторождения тепловым воздействием вследствие того, что теплоноситель (пар) подается и в верхнюю 1 и в нижнюю 2 двухустьевые скважины, т.е. осуществляют замкнутую циркуляцию пара, при этом прогревается как межскважинная зона, так и зоны пласта выше горизонтального участка 3 и ниже горизонтального участка 4, а это повышает эффективность теплового воздействия в целом.

Закачка пара парогенератором 17 происходит при минимальных давлениях нагнетания (1,5-2 МПа), достаточных для преодоления гидравлических сопротивлений при циркуляции, поскольку закачку пара в пласт 7 не осуществляют и давление нагнетания не зависит от проницаемости пласта битумного месторождения.

Сокращаются затраты на теплоноситель вследствие замкнутой циркуляции пара через межколонные пространства 14 и 15 двухустьевых верхней 1 и нижней 2 скважин без закачки пара в пласт.

Предлагаемый способ возможно реализовать на месторождении битума, представленного пластами толщиной от 0,5 до 5-7 м, поскольку исключен прорыв теплоносителя в зоны отбора скважин, так как разработка месторождения битума производится без закачки теплоносителя в пласт.

Циркуляцию пара производят до тех пор, пока не будет достигнута температура 85-95°C в зонах отбора и , а также и , соответствующих двухустьевым верхней 1 и нижней 2 скважин, что определяют по данным термограмм, снятых с термодатчиков (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано), установленных в горизонтальных участках 3 и 4 (см. фиг.1 и 2) двухустьевых скважин 1 и 2 напротив каждой из зон отбора и , a также и .

При достижении температуры 85-95°C во всех зонах отбора и , а также и , отключают парогенератор 17, прекращают циркуляцию пара через межколонные пространства 14 и 15 двухустьевых верхней 1 и нижней 2 скважин.

Открывают отверстия 6' (см. фиг.5) фильтров 5 и 6, соответственно двухустьевых верхней 1 и нижней 2 скважин путем совмещения их с отверстиями 8'' и 9'' (см. фиг.2, 4 и 5) соответствующих хвостовиков 8 и 8', а также 9 и 9' (см. фиг.1). Совмещение производят любым известным способом, например, вращением посредством механического ключа с устьев 13 и 13' двухустьевых верхней 1 и нижней 2 скважин технологических колонн труб 10 и 10' и 11 и 11', жестко соединенных с соответствующими хвостовиками 8 и 8', а также 9 и 9' на угол 90° (см. фиг.5). В результате вращения технологических колонн труб совместно с хвостовиками на угол 90° происходит совмещение отверстий 8'' (см. фиг.5) и 9'' (см. фиг.2) хвостовиков и отверстий 6' (см. фиг.5) фильтров 5 и 6. В итоге зоны отбора и , а также и (см. фиг.2) сообщаются с приемами соответствующих насосов 10₁ и 10₂, а также 11₁ и 11₂, спущенных соответственно в составе технологических колонн труб 10 и 10' и 11 и 11'.

Начинают отбор разогретого битума одновременно из двухустьевых верхней 1 и нижней 2 скважин по технологическим колоннам труб 10 и 10' и 11 и 11' с помощью соответствующих насосов 10₁ и 10₂, а также 11₁ и 11₂ до достижения температуры во всех зонах отбора до 35-45°C, что определяют по данным термограмм, снятых с термодатчиков, расположенных в горизонтальных участках 3 и 4 (см. фиг.1 и 2) двухустьевых скважин 1 и 2 напротив каждой из зон отбора и , а также и .

По мере достижения температуры 35-45°C в зонах отбора последовательно или одновременно отключают насосы 10₁ и 10₂, а также 11₁ и 11₂. После отключения последнего из насосов герметично закрывают отверстия 6' (см. фиг.1 и 4) фильтров 5 и 6 хвостовиками 8 и 8', а также 9 и 9'.

Для этого производят вращение технологических колонн труб совместно с хвостовиками с устьев скважин 13 и 13' на угол 90°, при этом происходит разобщение (см. фиг.4 и 5) между отверстиями 6' фильтров 5 и 6 и отверстиями 8'' и 9'' хвостовиков 8 и 8', а также 9 и 9' соответственно.

В результате зоны отбора и , а также и двухустьевых скважин 1 и 2 герметично отсекаются от соответствующих межколонных пространств 14 и 15 двухустьевых скважин 1 и 2.

Запускают парогенератор 17 и возобновляют процесс разогрева межскважинной зоны пласта 20, а также зон пласта 7 выше горизонтального участка 3 и ниже горизонтального участка 4 двухустьевых верхней 1 и нижней 2 скважин и снижают вязкость битума путем замкнутой циркуляции пара по межколонным пространствам 14 и 15 верхней 1 и нижней 2 двухустьевых скважин. В дальнейшем циклы разогрева и отбора повторяют, как описано выше до полной выработки битума в пласте 7.

Реализация предлагаемого способа позволяет производить разработку месторождения битума путем его разогрева без закачки теплоносителя (пара), за счет чего исключаются обводненность отбираемого разогретого битума, сокращаются затраты на теплоноситель. Также возможна реализация способа на месторождении битума, представленного пластами толщиной до 5-7 м, при этом за счет чередующегося разогрева и отбора разогретого битума происходит равномерная выработка месторождения битума.