СПОСОБ ДОБЫЧИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ

Предложение относится к добыче нефти с применением тепла, преимущественно из коллекторов с тяжелой битумной нефтью в комплексе с бурением системы горизонтально-вертикальной скважины.

Известен способ добычи вязкой нефти при тепловом воздействии на пласт (см. патент RU №2211318, Е21В 43/24, опубл. 27.08.03), включающий бурение непрерывной скважины с входом и выходом ее на дневную поверхность, установку в нее обсадной колонны, цементаж затрубного пространства, перфорацию обсадной колонны, установку в ней колонн насосно-компрессорных труб, подачу по ним теплоносителя до разжижения нефти вокруг ствола скважины, после чего ведется отбор продукции по выходному участку при продолжении закачки теплоносителя по входному участку скважины.

Известный способ позволяет производить добычу вязкой нефти из горизонтальной скважины за счет подъема ее из скважины теплоносителем.

Однако приток нефти в ствол скважины незначителен из-за противодавления на пласт, при значительных теплопотерях, обусловленных выносом теплоносителя из скважины при подъеме продукции.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому способу является способ повышения нефтеотдачи пластов (см. патент RU №2191895, Е21В 43/24, опубл. 27.10.02), включающий спуск в обсадную колонну концентрично двух колонн насосно-компрессорных труб, подачу по внутренней колонне теплоносителя в оконечную часть обсадной колонны, подачу газа между обсадной и колонной насосно-компрессорных труб в начало горизонтальной части ствола и отбор продукции с этой части между колоннами насосно-компрессорных труб.

Известный способ позволяет производить добычу вязкой нефти из горизонтальной скважины за счет подъема ее из скважины газом и снизить теплопотери, связанные с выносом теплоносителя из скважины вместе с продукцией.

Недостатком способа является низкий приток продукции из пласта в ствол скважины из-за большого противодавления на пласт, а теплопотери остаются значительными из-за выноса теплоносителя из скважины.

Технической задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является увеличение притока нефти из пласта в скважину за счет снижения противодавления на пласт, снижение теплопотерь за счет уменьшения выноса теплоносителя из скважины при подъеме продукции.

Поставленная техническая задача решается описываемым способом добычи высоковязкой нефти, включающим установку в пробуренную горизонтальную скважину перфорированной обсадной колонны, цементаж ее до горизонтальной части, подачу теплоносителя в оконечную, а газа в начальную и отбор продукции с начальной перфорированной по всей длине горизонтальной части обсадной колонны, дополнительно бурят вертикальную скважину, которой пересекают пробуренную в оконечной горизонтальной части и сообщают с ней, подают теплоноситель в горизонтальную скважину по колонне насосно-компрессорных труб в начало горизонтальной части, продукцию отбирают из вертикальной скважины до обеспечения заданной приемистости, подачу теплоносителя в пласт продолжают до разжижения нефти вокруг ствола горизонтальной части, останавливают скважину на выдержку для термокапиллярной пропитки, затем отбирают продукцию из вертикальной скважины до расчетного снижения дебита, при этом поддерживают динамический уровень ниже пересечения скважин, цикл подача - выдержка - отбор повторяют аналогичным образом до раздренирования призабойной зоны, после чего скважины переводят в нагнетательные или добывающие.

Проведенные исследования показали, что бурение дополнительно вертикальной скважины, которая пересекает пробуренную в оконечной горизонтальной части и сообщается с ней, подача теплоносителя в горизонтальную скважину по колонне насосно-компрессорных труб в начало горизонтальной части, отбор продукции из вертикальной скважины до обеспечения заданной приемистости позволяют прогреть призабойную зону, снизить в ней вязкость нефти и увеличить ее подвижность, а также начать раздренирование призабойной зоны за счет циркуляции теплоносителя вдоль горизонтальной части ствола и поступления его в призабойную зону пласта, а также отбора нефти, поступившей из пласта в ствол горизонтальной скважины, через вертикальную.

Продолжение подачи теплоносителя в пласт до разжижения нефти вокруг ствола горизонтальной части, остановка скважины на выдержку для термокапиллярной пропитки, затем отбор продукции из вертикальной скважины до расчетного снижения дебита, поддержка при этом динамического уровня ниже пересечения скважин, повторение цикла подача - выдержка - отбор до раздренирования призабойной зоны позволяют увеличить приток нефти из пласта в горизонтальную скважину за счет увеличения подвижности нефти в пласте вокруг горизонтальной ее части и создания при отборе продукции максимальной депрессии на пласт, а также позволяют снизить теплопотери за счет исключения подъема продукции теплоносителем и выноса его при этом из скважины.

Совокупность отличительных признаков предлагаемого способа добычи высоковязкой нефти позволяет увеличить приток нефти в скважину, снизить теплопотери, повысить эффективность добычи высоковязкой нефти с тепловым воздействием на пласт.

Из патентной и научно-технической литературы нам неизвестна заявляемая совокупность отличительных признаков. Следовательно, заявляемый способ соответствует критерию изобретения "изобретательский уровень".

На фиг.1 показана схема реализации способа до обеспечения приемистости, на фиг.2 - после при отборе продукции.

Система, реализующая способ, содержит горизонтальную скважину 1, в которую спущена обсадная колонна 2, перфорацию 3, первую колонну насосно-компрессорных труб 4, расположенную внутри обсадной колонны, вторую колонну насосно-компрессорных труб 5, спущенную в зумпф 6 вертикальной скважины 7, сообщающейся с горизонтальной скважиной, сваб 8, расположенный во второй колонне насосно-компрессорных труб. После спуска обсадной колонны в горизонтальную скважину затрубное пространство разобщают с помощью заглушки 9 и устанавливают цементный камень 10.

Способ осуществляется в следующей последовательности (совмещен с примером конкретного выполнения).

Дополнительно к горизонтальной скважине 1 бурят вертикальную скважину 7, которой пересекают горизонтальную скважину в оконечной горизонтальной части ствола и образуют ее зумпф 6. При этом скважины 1 и 7 сообщают между собой. Через первую колонну насосно-компрессорных труб 4 теплоноситель, в качестве которого используется, например, пар, подают в начало горизонтальной части обсадной колонны 2 с перфорацией 3 по всей длине горизонтальной части, расположенной в продуктивном пласте, откуда он перемещается к оконечной части по обсадной колонне 2, а также проходя через перфорацию 3, по кольцевому пространству между обсадной колонной и горизонтальным стволом. При этом происходит локальный прогрев продуктивного пласта вокруг горизонтального ствола и за счет теплового расширения, снижения поверхностного натяжения и вязкости, гравитации "горячая" нефть поступает в ствол и через перфорацию в обсадную колонну и вместе с теплоносителем перемещается в оконечную часть обсадной колонны 2, а затем поступает в вертикальную скважину 7 и по колонне насосно-компрессорных труб 5 поднимается на поверхность.

С увеличением радиуса прогрева продуктивного пласта вокруг горизонтального ствола увеличивается и его приемистость, о чем можно судить по падению давления подаваемого теплоносителя, при постоянном темпе его подачи или по росту темпа подачи при постоянном давлении нагнетания. При достижении заданной приемистости отбор продукции из вертикальной скважины 7 прекращают.

Через первую колонну насосно-компрессорных труб 4 теплоноситель продолжают подавать в пласт до разжижения вязкой нефти вокруг горизонтального ствола скважины 1. При низком пластовом давлении для увеличения упругой пластовой энергии совместно с теплоносителем в пласт подают газ, в качестве которого используется, например, воздух, который при окислении им нефти дополнительно повышает температуру и снижает ее вязкость. Темп подачи теплоносителя, давление нагнетания, а также количество закачанного в пласт теплоносителя определяются расчетным или опытным путем с учетом глубины залегания продуктивного пласта, его характеристик, свойств насыщающих флюидов, близости водоносных пластов, расстояния между скважинами и других факторов и задаются отдельно в каждом конкретном случае.

После закачки теплоносителя скважину останавливают на выдержку для термокапиллярной пропитки, при которой происходит перераспределение температур и потоков флюидов в продуктивном пласте за счет градиентов температуры и давления, возникающих между пропластками с различной проницаемостью, что увеличивает охват продуктивного пласта воздействием как по толщине, так и по площади. По мере снижения градиента температуры снижаются темпы теплопередачи и уменьшения вязкости нефти в зонах продуктивного пласта, подверженных температурному влиянию, и, соответственно, темп перераспределения потоков флюидов. Так как зависимость вязкости нефти (соответственно, ее подвижности) от температуры нелинейная и характеризуется медленным изменением вязкости в интервале высоких температур и интенсивным ее изменением в интервале более низких температур, поэтому по мере снижения температуры в продуктивном пласте резко снижается подвижность насыщающего его флюида. Время термокапиллярной пропитки определяется для конкретного месторождения с учетом указанной зависимости, а также с учетом характеристик пласта и параметров закачиваемого в него теплоносителя.

После выдержки свабом 8 или глубинным насосом (на фиг.2 не показан) из зумпфа 6 вертикальной скважины 7 отбирают продукцию, которая поступает туда из горизонтальной части скважины 1, и поднимают на поверхность по колонне насосно-компрессорных труб 5. При этом динамический уровень в вертикальной скважине 7 поддерживают ниже пересечения ее с горизонтальной частью скважины 1, что обеспечивает создание максимальной депрессии на пласт и увеличение притока нефти из него в горизонтальную часть ствола скважины 1. Это особенно важно при низких пластовых давлениях, характерных, как правило, для битумных месторождений, залегающих на небольших глубинах. По мере отбора продукции, поступающей из разогретой призабойной зоны продуктивного пласта в горизонтальную часть ствола скважины 1, температура ее снижается за счет поступления более холодной и, следовательно, менее подвижной нефти из отдаленных зон пласта, что приводит к снижению дебита. Отбор продукции из скважины 7 осуществляют до расчетного снижения дебита, который определяется с учетом экономических и технологических соображений, при этом происходит дренирование призабойной зоны продуктивного пласта.

Цикл закачки теплоносителя в продуктивный пласт, выдержки для термокапиллярной пропитки и отбора из него продукции повторяют, что приводит к увеличению радиуса прогрева продуктивного пласта, увеличению вокруг горизонтальной части скважины 1 зоны с пониженной вязкостью нефти в нем и зоны дренирования вязкой нефти. Циклы закачки теплоносителя, выдержки и отбора продукции повторяют до раздренирования призабойной зоны пласта, после чего скважины переводят в нагнетательные или добывающие.

По предлагаемому способу бурение дополнительно вертикальной скважины, которая пересекает пробуренную в оконечной горизонтальной части и сообщается с ней, подача теплоносителя в горизонтальную скважину по колонне насосно-компрессорных труб в начало горизонтальной части, отбор продукции из вертикальной скважины до обеспечения заданной приемистости, продолжение подачи теплоносителя в пласт до разжижения нефти вокруг ствола горизонтальной части, остановка скважины на выдержку для термокапиллярной пропитки, отбор затем продукции из вертикальной скважины до расчетного снижения дебита, поддержка при этом динамического уровня ниже пересечения скважин, повторение цикла подача - выдержка - отбор аналогичным образом до раздренирования призабойной зоны обеспечивают приемистость пластом теплоносителя, прогрев его призабойной зоны и увеличение притока из него в скважину, снижение теплопотерь и повышение эффективности добычи высоковязкой нефти с тепловым воздействием на пласт.