СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ ИЛИ БИТУМА С РЕГУЛИРУЕМЫМ ОТБОРОМ ПРОДУКЦИИ ИЗ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к термическим способам добычи высоковязкой нефти или битума.

Известны способ рекаверинга рабочего состояния нефтегазодобывающей скважины с горизонтальным и/или субгоризонтальным окончанием в процессе эксплуатации и технологический комплекс для осуществления способа (пат. РФ №2482268, МПК E21B 47/10, E21B 21/25, E21B 37/00, опубл. 20.05.2013). Известный способ включает три этапа, на первом из которых осуществляют геофизические измерения параметров скважины, по которым определяют профиль притока исследуемого участка скважины с выделением «неработающих» интервалов. На втором этапе осуществляют промывку от техногенных жидкостей участков скважины с «неработающими» интервалами. На третьем этапе осуществляют контрольные измерения геофизических параметров скважины с определением качественных и количественных характеристик дебита «неработающих» интервалов.

Недостатками данного способа являются многократность и высокая стоимость геофизических исследований скважины.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки месторождений тяжелой нефти или битума с регулированием отбора продукции скважины (пат. РФ №2413068, МПК E21B 43/24, опубл. 27.02.2011), включающий строительство верхней нагнетательной скважины и нижней добывающей скважины 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, съем термограммы паровой камеры, анализ состояния прогрева на равномерность прогрева и наличие температурных пиков и с учетом полученных термограмм осуществление равномерного прогрева паровой камеры, изменяя зоны отбора продукции. Горизонтальные участки скважин оборудуют фильтрами. Внутри фильтра добывающей скважины размещают хвостовик насоса, снабженный входными отверстиями, разбивающими фильтр на зоны отбора. Хвостовик оснащают внутри штоком, внутреннее пространство которого сообщено со входом насоса. Насос спускается на колонне труб, которая на устье оснащена домкратом двухстороннего действия. Пространство между штоком и хвостовиком между входными отверстиями хвостовика герметично разобщают перед спуском кольцевыми вставками.

Недостатками данного способа являются применение несерийного оборудования по регулированию отбора продукции из скважины и высокая стоимость его изготовления.

Техническими задачами предлагаемого способа являются сокращение затрат на исследование и технологию регулирования отбора продукции из горизонтальных скважин при разработке месторождений высоковязкой нефти или битума, увеличение дебита нефти с использованием стандартного оборудования.

Поставленные технические задачи решаются способом разработки месторождения нефти или битума с регулированием отбора продукции скважины, включающим строительство верхней нагнетательной скважины и нижней добывающей скважины 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.

Новым является то, что перед началом отбора с постоянным снятием термограммы в нижнюю горизонтальную скважину также закачивают теплоноситель до прогрева слоя месторождения между скважинами, после чего снимают термограммы по горизонтальным стволам обеих скважин, определяя интервал с максимальной температурой между скважинами, затем извлекают измерительные приборы, закачивают теплоноситель в нагнетательную скважину и спускают насос в данный интервал добывающей скважины, добывают продукцию насосом до появления гидродинамической связи между скважинами, извлекают насос из добывающей скважины, спускают в нее насос с оптико-волоконным кабелем для контроля термограммы по все длине добывающей скважины и для контролируемого перемещения насоса в менее прогретые интервалы в ходе добычи нефти или битума.

На чертеже изображена схема расположения горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин.

Способ реализуется следующим образом.

Бурят верхнюю горизонтальную скважину 1, по уточненным геологическим данным ниже ее на 5-8 м располагают горизонтальную добывающую скважину 2.

На определенную длину в скважины 1, 2 спускают колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) 3, 4. В нагнетательную 1 и добывающую 2 скважины по НКТ 3, 4 закачивают пар в количестве, достаточном для прогрева слоя месторождения между скважинами 1, 2, останавливают закачку пара и в течение 5-7 сут скважины выдерживают на термокапиллярной пропитке, после чего на гибкой трубе (не указана) через НКТ 3, 4 автономным прибором (не указан) замеряют температурные профили приемистости каждой из скважин 1, 2. Извлекают прибор. На основе анализа и сопоставления термограмм по добывающей скважине 2 выбирают наиболее прогретый участок 5 между скважинами. Из добывающей скважины 2 поднимают НКТ 4 и спускают насос (не указан) на глубину, соответствующую прогретому участку 5, и начинают отбор жидкости. В нагнетательную скважину 1 возобновляют закачку пара. После получения гидродинамической связи между скважинами, что подтверждается увеличением температуры продукции на устье скважины 2 и физико-химическими анализами, насос поднимают и спускают оптико-волоконный кабель в гибкой трубе 6 на всю длину скважины, затем в менее прогретый участок (не указан) спускают насос (не указан) с регулируемым приводом (не указан), производят отбор продукции до получения гидродинамической связи в интервале отбора, после чего насос передвигают в другой менее прогретый участок (не указан).

Пример конкретного выполнения способа.

На участке Ашальчинского месторождения со средней вязкостью нефти 25000 мПа·с, проницаемостью 2,6 мкм², пористостью 30%, толщиной нефтенасыщенного пласта 18 м пробурили горизонтальную нагнетательную скважину 1 с длиной горизонтальной части 540 м. Ниже на 7 м горизонтального участка скважины 1 пробурили добывающую скважину 2 с длиной горизонтального участка 560 м. Произвели спуск НКТ 3, 4 в каждую из скважин на длину 350 и 360 м соответственно. Закачали пар в количестве 3600 т в нагнетательную скважину 1 и 2800 т в добывающую скважину 2.

После остановки закачки пара, выравнивания и снижения забойной температуры по истечении семи суток в добывающей и нагнетательной скважинах через НКТ 3, 4 автономным прибором на гибкой трубе сняли температурный профиль приемистости каждой из скважин. Выделили наиболее прогретую зону 5, из добывающей скважины подняли НКТ 4, затем в выбранный прогретый участок 5 спустили установку электроцентробежного насоса (УЭЦН) (не указана). В нагнетательную скважину 1 возобновили закачку пара в количестве 80 т/сут. Добывающую скважину 2 запуском УЭЦН поставили на отбор жидкости с контролем по динамическим уровням и температуры на приеме насоса, увеличили отбор жидкости до стабилизации динамического уровня и получения гидродинамической связи между скважинами. Подняли насос и спустили оптико-волоконный кабель в гибкой трубе 6 на длину скважины, затем в менее прогретый участок (не указан) спустили УЭЦН с частотно-регулируемым приводом и автоматизированной термоманометрической системой (ТМС) (не указана). В нагнетательную скважину 1 возобновили закачку пара в количестве 90 т/сут. После прогрева участка до высокой температуры, что было зафиксировано по оптико-волоконному кабелю, сместили насос в менее прогретый участок и продолжили отбор. Средний дебит по скважине составил 38 т/сут.

Для сравнения был принят вариант с использованием двух параллельно пробуренных (одна над другой) горизонтальных скважин с длиной горизонтального ствола: нагнетательной - 590 м, добывающей - 580 м. Глубина спуска насоса выбиралась без учета максимально прогретого участка, регулирование отбора жидкости и смена интервалов отбора не производились. Результаты показали, что эффективность предлагаемого способа выше: максимальный полученный дебит нефти составил 38 т/сут против 21 т/сут.

Использование данного способа позволяет обеспечить равномерный прогрев паровой камеры, что способствует увеличению дебита на 20-50%, увеличить коэффициент нефтеизвлечения, сократить затраты на технологию регулирования отбора продукции из горизонтальных скважин за счет использования стандартного оборудования.