СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ БИТУМА

Изобретение относится к способу разработки месторождений битума. Для получения углеводородов из таких залежей необходимо их нагревание.

Известен способ разработки залежи вязкой нефти или битума (патент RU №2305762, Е21В 43/24, опубл. в Бюл. №25 от 10.09.2007 г.), 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, отличающийся тем, что уточняют распространение продуктивных толщин пласта по площади залежи, бурят, по крайней мере, одну пару непрерывных горизонтальных скважин, горизонтальные участки которых размещают параллельно один над другим в вертикальной плоскости на расстоянии, предотвращающем преждевременный прорыв конденсата к добывающей скважине, устанавливают обсадные колонны с фильтром в интервале продуктивного пласта, цементирование затрубного пространства колонн осуществляют до кровли продуктивного пласта, закачку теплоносителя осуществляют через верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину с устья и забоя скважины, одновременно осуществляют отбор вязкой нефти или битума через нижнюю горизонтальную добывающую скважину с устья и забоя скважины при помощи сваба, причем траекторию ствола добывающей горизонтальной скважины размещают не ниже минимального расстояния до подошвы пласта вязкой нефти, или битума, или водобитумного контакта, увеличивающего безводный период эксплуатации скважин.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, сложность проводки пары непрерывных горизонтальных скважин, горизонтальные участки которых размещают один над другим в вертикальной плоскости на расстоянии, предотвращающем преждевременный прорыв конденсата к добывающей скважине;

- во-вторых, большие затраты на подготовку на теплоноситель, обусловленные большой длиной прогреваемого участка скважины;

- в-третьих, нет возможности удлинить скважину после ее обсаживания обсадными колоннами и цементирования их затрубного пространства;

- в-четвертых, добыча нефти осуществляется по отдельному стволу.

Известен также способ разработки месторождений высоковязких нефтей или битумов наклонно-горизонтальными скважинами (патент RU №2237804, Е21В 43/24, опубл. в Бюл. №28 от 10.10.2004 г.), включающий бурение скважин по определенной сетке, нагнетание вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отбор пластовых флюидов через добывающие скважины, при этом бурение скважин проводят по радиальной сетке так, что нагнетательные скважины располагают по продуктивному пласту ближе к верхней границе пласта по наиболее проницаемым пропласткам, а добывающие - ближе к нижней границе пласта, причем на начальной стадии разработки во всех скважинах проводят термоциклическую обработку пласта с паровой стимуляцией с последующим переходом на отбор пластовых флюидов через добывающие скважины с площадным воздействием на пласт через нагнетательные скважины.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, большие финансовые затраты на строительство скважин, обусловленные тем, что отдельно строятся нагнетательные и добывающие скважины;

- во-вторых, трудно спрогнозировать отбор высоковязких нефтей и битумов из добывающих скважин, так как данный способ весьма требователен к точности проводки скважин, а именно: нагнетательные скважины располагают по продуктивному пласту ближе к верхней границе пласта по наиболее проницаемым пропласткам, а добывающие - ближе к нижней границе пласта, что практически тяжело достичь;

- в-третьих, добыча нефти осуществляется по отдельному стволу.

Известен также способ добычи нефти подземными горизонтальными скважинами (патент RU №2060377, Е21В 43/24, 7/04, 21/00, опубл. в Бюл. №14 от 20.05.1996 г.) с применением теплового воздействия на продуктивный пласт, включающий бурение с дневной поверхности вертикального шахтного ствола, вскрывающего продуктивный пласт на всю его мощность, сооружение подземной рабочей камеры, бурение горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин, устья которых находятся в подземной рабочей камере, закачку в продуктивный пласт через нагнетательные скважины теплоносителя, подаваемого с дневной поверхности по паропроводу, извлечение из продуктивного пласта добывающими скважинами в подземную рабочую камеру нефти, сбор ее в емкость и откачку на дневную поверхность, отличающийся тем, что параллельно шахтному стволу, вскрывающему продуктивный пласт на всю его мощность, бурят вентиляционную скважину, а между ними подъемную, пароподающую и газоотводящую скважины, из забоя вентиляционной скважины бурят резервную подъемную скважину, при этом подъемные скважины бурят на глубины, равные 1,3-1,5 глубины залегания кровли продуктивного пласта, над кровлей продуктивного пласта между шахтным стволом и вентиляционной скважиной проходят вентиляционную сбойку, из которой бурят разведочные скважины, подземную рабочую камеру сооружают в нижней части продуктивного пласта между шахтным стволом и вентиляционной скважиной, бурение горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин в радиальных направлениях осуществляют в два яруса, подземную рабочую камеру герметично изолируют от рудничной атмосферы, а в качестве емкости для сбора вытекающей из продуктивного пласта нефти используют подъемные скважины, при этом устье подъемной скважины на дневной поверхности оборудуют герметичной крышкой, в подземной рабочей камере устанавливают опорную площадку, а в боковых ее стенках зацементированные направляющие обсадные трубы, бурение горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин, устья которых находятся в подземной рабочей камере, производят буровой установкой, расположенной на дневной поверхности, при помощи изгибающе-направляющей колонны, имеющей хвостовик и изогнутую часть, причем упомянутую колонну на дневной поверхности крепят в герметичной крышке в подземной рабочей камере на опорной площадке и устанавливают с возможностью перемещения в осевом направлении вращения вокруг своей оси и соединения изогнутой части с той или иной зацементированной направляющей обсадной трубой, через изгибающе-направляющую колонну в продуктивный пласт на бурильных трубах спускают отклонитель с забойным двигателем и долотом и производят бурение горизонтальной скважины, при этом подъем выбуренной породы на дневную поверхность производят по межтрубному пространству между изгибающе-направляющей и бурильной колоннами, а откачку нефти на дневную поверхность производят смонтированными в подъемных скважинах эрлифтными или газлифтными подъемниками.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, вертикальный шахтный ствол и наличие вентиляционной, газоотводящей, паропадающей скважин, а также сооружение подземной рабочей камеры ведут к высоким затратам на строительство скважины, с помощью которой необходимо осуществить данный способ, то есть этот способ весьма дорогой и трудозатратный;

- во-вторых, сложная система закачки теплоносителя;

- в-третьих, добыча нефти осуществляется по отдельному стволу.

Наиболее близким по технической сущности является способ строительства многоствольной скважины (патент RU №2315168, Е21В 7/06, опубл. в Бюл. №2 от 20.01.2008 г.), включающий спуск в обсадную колонну в требуемый интервал колонны труб, на конце которой расположен отклонитель, фиксируемый относительно труб с возможностью последовательного поворота на определенный угол, последовательное прорезание фрезой, закрепленной на конце гибкого вала, при помощи отклонителя по периметру окон в обсадной колонне с получением технологических каналов в продуктивном пласте, извлечение гибкого вала, последовательное формирование по периметру обсадной колонны технологических каналов необходимой длины при помощи гибкой трубы с соплом на конце, через которые подают жидкость под давлением, формируя по периметру ряд технологических каналов, отличающийся тем, что после извлечения гибкой трубы с соплом, которое заменяют на веерное сопло, спускаемое в скважину на гибкой трубе до взаимодействия с отклонителем, расширяют поперечное сечение каждого технологического канала при помощи подачи гибкой трубы с веерным соплом, через которые под давлением, меньшим, чем при формировании технологических каналов, подают горячую жидкость, после извлечения гибкой трубы с веерным соплом отклонитель освобождают от соединения с обсадной колонной и фиксируют ниже или выше первоначальной установки с возможностью последовательного поворота на определенный угол и формирования с последующим расширением поперечного сечения аналогично первому ряду дополнительного ряда технологических каналов в пределах этого же продуктивного пласта, после извлечения колонны труб с отклонителем в обсадную колонну спускают технологическую колонну труб и устанавливают пакер выше рядов технологических каналов в межтрубном пространстве между обсадной колонной и технологической колонной труб, далее через технологическую колонну труб спускают внутреннюю колонну труб и устанавливают пакер между рядами технологических каналов в межтрубном пространстве между обсадной колонной и внутренней колонной труб.

Недостатками данного способа являются:

- во первых, низкая эффективность применения способа в случае, когда плотность высоковязкой нефти в разогретом состоянии ниже плотности теплоносителя, так как все тепло «уходит» наверх в связи с тем, что теплоноситель подается в верхний ряд технологических каналов, а разогретый продукт поступает в дополнительные ряды технологических каналов, размещенных ниже;

- во-вторых, наличие двух пакеров снижает надежность осуществления способа, так как увеличивается вероятность разгерметизации пакеров.

Задачей изобретения является повышение надежности осуществления способа за счет сокращения количества применяемых пакеров, а также повышение эффективности разогревания теплоносителем месторождения высоковязкой нефти, плотность которой в разогретом состоянии ниже плотности теплоносителя.

Поставленная задача решается способом разработки месторождений битума, плотность которого ниже плотности теплоносителя, включающий спуск в обсадную колонну в требуемый интервал колонны труб, на конце которой расположен отклонитель, фиксируемый относительно труб с возможностью последовательного поворота на определенный угол, последовательное прорезание фрезой, закрепленной на конце гибкого вала, при помощи отклонителя по периметру окон в обсадной колонне с получением технологических каналов в продуктивном пласте, извлечение гибкого вала, последовательное формирование по периметру обсадной колонны технологических каналов необходимой длины при помощи гибкой трубы с соплом на конце, через которые подают жидкость под давлением, формируя по периметру ряд технологических каналов, после извлечения гибкой трубы с соплом отклонитель освобождают от соединения с обсадной колонной и фиксируют ниже или выше первоначальной установки с возможностью последовательного поворота на определенный угол и формирования аналогично первому ряду дополнительного ряда технологических каналов в пределах этого же продуктивного пласта, установку пакера между рядами технологических каналов, спуск технологической и внутренней с насосным оборудованием колонн труб с последующей закачкой теплоносителя по технологической колонне труб и отбором продукции по внутренней колонне.

Новым является то, что технологическую колонну перед спуском оснащают дополнительно снизу хвостовиком и заглушенной снизу втулкой, установленной внутри технологической колонны над хвостовиком с зазором и оснащенной боковыми каналами для сообщения внутренней полости с заколонным пространством, и спускают после установки пакера, оснащенного центральным каналом, до герметичного взаимодействия хвостовика с его центральным каналом, после чего спускают внутреннюю колонну, предварительно оснащенную снизу ниппелем, до герметичного взаимодействия, причем закачку теплоносителя осуществляют через зазоры втулки и хвостовик в нижние ряды технологических каналов, а отбор через боковые каналы и ниппель из верхних технологических каналов.

На Фиг.1 изображена схема предлагаемого способа разработки месторождений битума.

На Фиг.2 изображено сечение А-А.

В обсадную колонну 1 (см. Фиг.1) в требуемый интервал производят спуск колонны труб, на конце которой расположен отклонитель (не показано). Затем отклонитель фиксируют относительно обсадной колонны 1 с возможностью его поворота на требуемый угол (например, 60°) в обсадной колонне 1. Затем в обсадную колонну 1 спускают гибкий вал с фрезой на конце до взаимодействия с отклонителем с последующим их вращением и поступательным перемещением. При этом фреза в результате взаимодействия с отклонителем прорезывает окно 2 в обсадной колонне 1 под прямым углом и входит в продуктивный пласт 3 на заданное расстояние с получением технологического канала 4. Извлекают гибкий вал с фрезой из окна 2. Затем колонну труб приподнимают на заданную высоту и опускают в исходное положение, в результате отклонитель поворачивается на вышеуказанный угол 60°. После чего фрезеруют следующее окно 2' с получением технологического канала 4' (см. Фиг.2). Сочетая извлечение гибкого вала с фрезой с поворотом отклонителя на требуемый угол и фрезерованием окон 2''; 2''' и т.д. с технологическими каналами 4''; 4''' и т.д. до завершения кругового цикла, получают технологические каналы 4; 4'; 4''; 4'''…4ⁿ в одном ряду 5 по всему периметру обсадной колонны 1. Затем гибкий вал с фрезой извлекают из колонны труб. Потом спускают в колонну труб гибкие трубы с соплом до входа под действием отклонителя в окно 2 обсадной колонны 1. Далее подают жидкость под давлением через гибкую трубу с соплом с одновременным поступательным движением, в результате технологический канал увеличивается до необходимой длины.

После чего гибкую трубу с соплом извлекают из окна 2. Затем колонну труб приподнимают на заданную высоту и опускают в исходное положение, в результате отклонитель поворачивается на вышеуказанный угол 60° и попадает в окно 2', после чего удлиняют под действием подачи жидкости под давлением, подаваемой через гибкие трубы с соплом, следующий технологический канал 4'. Сочетая извлечение гибкой трубы с соплом с поворотом отклонителя на требуемый угол и удлинением технологических каналов 4''; 4''' и т.д. до завершения кругового цикла, получают технологические каналы 4; 4'; 4''; 4'''…4ⁿ требуемой длины в заданном интервале по всему периметру обсадной колонны 1.

Работы по спуску и установке отклонителя, ее ориентированию и формированию горизонтального участка с помощью гибкой трубы с соплом производятся согласно патенту US №5413184, Е21В 7/08, опубл. 9 мая 1995 года.

После этого извлекают гибкую трубу с соплом, отклонитель освобождают от соединения с обсадной колонной 1 и фиксируют ниже или выше (например, ниже) первоначальной установки с возможностью последовательного поворота на определенный угол. Далее аналогичным образом, как описано выше, в пределах одного продуктивного пласта 3 ниже ряда 5 (например, ниже) в обсадной колонне 1 (см. Фиг.1) вырезают дополнительные окна 6; 6'; 6''; 6'''…6ⁿ с соответствующими дополнительными технологическими каналами 7; 7'; 7''; 7'''…7ⁿ в дополнительном ряду 8 по всему периметру обсадной колонны 1, которые затем, спустив гибкую трубу с соплом, при помощи подачи жидкости под давлением увеличивают до необходимой длины дополнительные технологические каналы 7; 7'; 7''; 7'''…7ⁿ. После чего извлекают колонну труб с отклонителем из обсадной колонны 1.

На колонне труб (не показано) спускают в обсадную колонну 1 пакер 9, оснащенный центральным каналом 10, и устанавливают его в обсадной колонне 1 ниже ряда 5 технологических каналов 4; 4'; 4''; 4'''…4ⁿ, после чего извлекают колонну труб.

Технологическую колонну 11 перед спуском оснащают дополнительно снизу хвостовиком 12 и заглушенной снизу втулкой 13, установленной внутри технологической колонны 11 над хвостовиком 12 с зазором h и оснащенной боковыми каналами 14 для сообщения внутренней полости 15 с заколонным пространством 16.

Далее спускают технологическую колонну 11 в обсадную колонну 1 до герметичного взаимодействия хвостовика 12 с центральным каналом 10 пакера 9, при этом нижний конец хвостовика 12 размещается напротив дополнительного ряда 8 дополнительных технологических каналов 7; 7'; 7''; 7'''…7ⁿ, а боковые каналы 14 заглушенной снизу втулки 13 размещаются напротив ряда 5 технологических каналов 4; 4'; 4''; 4'''…4ⁿ, после чего извлекают колонну труб.

После чего в технологическую колонну 11 спускают внутреннюю колонну 17, предварительно оснащенную снизу ниппелем 18, до герметичного взаимодействия с верхним торцом заглушенной снизу втулки 13. Далее спускают во внутреннюю колонну 17 насос 19 любой известной конструкции.

После чего с устья скважины нагнетают теплоноситель (горячий водяной пар) в межтрубное пространство 20 через зазоры h заглушенной снизу втулки 13 и хвостовик 12 и далее через подпакерное пространство 21 обсадной колонны 1 и через дополнительные окна 6; 6'; 6''; 6'''…6ⁿ в дополнительные технологические каналы 7; 7'; 7''; 7'''…7ⁿ дополнительного ряда 8, по которым распространяется вглубь продуктивного пласта 3. Далее запускают насос 19 в работу.

Разогревание происходит вверх по всей высоте продуктивного пласта 3 радиально направленно от каждого дополнительного технологического канала 7; 7'; 7''; 7'''…7ⁿ дополнительного ряда 8, при этом теплоноситель (горячий водяной пар) не должен прорываться в технологические каналы 4; 4'; 4''; 4'''…4ⁿ ряда 5, что определяется расчетным путем.

Разогретый продукт (тяжелая вязкая нефть) продуктивного пласта попадает в технологические каналы 4; 4'; 4''; 4'''…4ⁿ ряда 5 и сквозь окна 2; 2'; 2''; 2'''…2ⁿ обсадной колонны 1 поступает внутрь обсадной колонны 1 в заколонное пространство 16, а оттуда через боковые каналы 14 заглушенной снизу втулки 13 и внутреннее пространство 15 попадает на прием насоса 19, который по внутренней колонне 12 перекачивает разогретую тяжелую вязкую нефть на дневную поверхность.

В процессе перекачки на дневную поверхность разогретого битума по внутренней колонне 17 исключается ее попадание в заколонное 16 и межтрубное 20 пространства, а также исключается контакт разогретого битума с теплоносителем благодаря разным каналам закачки теплоносителя и отбора разогретого битума.

Использование предлагаемого способа эффективно, когда плотность высоковязкой нефти в разогретом состоянии ниже плотности теплоносителя, так как теплоноситель подается в нижний ряд технологических каналов и тепло, поднимаясь наверх, разогревает битум, который поступает в верхний ряд технологических каналов.

Кроме того, предлагаемый способ достаточно надежный и простой, так как для его осуществления используется только один пакер, что снижает вероятность разгерметизации пакера при осуществлении способа.