Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ДОБЫЧИ ИЗ ПОДЗЕМНОЙ ЗАЛЕЖИ ТЯЖЕЛЫХ И ВЫСОКОВЯЗКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ

Изобретение относится к способу добычи углеводородов из подземной залежи гудронового песка или залежи тяжелой нефти, имеющих высокую вязкость. Для получения углеводородов из таких залежей необходимо их нагревание.

Известен способ разработки нефтяного месторождения (патент RU №22113857, МПК 7 Е21В 43/24, опубл. 10.10.2003 г.) включающий бурение вертикальных скважин с боковыми стволами, закачку теплоносителя в пласт через боковые стволы и отбор через них нефти, причем вертикальные скважины бурят до подошвы нижнего объекта с размещением их по одной из площадных систем, при этом до начала площадной закачки рабочего агента, например воды, в пласт бурят боковые стволы в каждой вертикальной скважине в каждом эксплуатационном объекте пласта, затем осуществляют последовательную обработку боковых стволов путем подачи в них теплоносителя с последующим отбором через боковые стволы нефти до снижения дебита скважины до минимально рентабельного уровня, причем циклы закачки пара и отбора нефти повторяют до предельно допустимого обводнения добывающей нефти.

Недостатком данного способа является то, что отбор продукции из скважины ведут циклически, сочетая его с закачкой пара до предельно допустимого обводнения добываемой продукции, что снижает объем добываемой нефти и ведет к значительным затратам тепловой энергии на прогревание пласта.

Известен также способ разработки месторождений высоковязких нефтей и битумов наклонно-горизонтальными скважинами (патент RU №2237804, МПК 7 Е21В 43/24, опубл. 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 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.

Наиболее близким по технической сущности является способ добычи углеводородов из подземной залежи гудронного песка или залежи тяжелой нефти (патент RU №2098613, МКИ 6 Е21В 43/24, опубл. в бюл. 34 от 10.12.1997 г.), содержащий бурение и подготовку к эксплуатации нагнетательной скважины, которая заканчивается в залежи, и добывающей скважины, которая заканчивается в залежи ниже уровня нагнетательной скважины, создание проницаемой зоны между нагнетательной и добывающей скважинами, при этом бурение и подготовку к эксплуатации осуществляют, по меньшей мере, двумя парами скважин, где каждая пара включает нагнетательную скважину, заканчивающуюся в залежи, и добывающую скважину, заканчивающуюся в залежи ниже уровня нагнетательной скважины, причем вторая пара скважин обращена к первой паре скважин, создают проницаемую зону между нагнетательной скважиной и добывающей скважиной каждой пары скважин, нагнетание водяного пара осуществляют по нагнетательным скважинам, одновременное извлечение углеводородов осуществляют по добывающим скважинам, при этом давление нагнетания в нагнетательной скважине первой пары превышает давление нагнетания в нагнетательной скважине второй пары скважины, причем каждая нагнетательная и добывающая скважины имеют горизонтальные концевые участки, проходящие внутри залежи.

Как аналогам, так и прототипу в той или иной степени присущи общие недостатки:

во-первых, сложный технологический процесс осуществления способа;

во-вторых, малая площадь охвата залежи горизонтальными участками, и, как следствие, низкая эффективность разработки залежи;

в-третьих, сложность ориентации горизонтальных участков нагнетательных и добывающих скважин в залежи;

в-четвертых, в процессе закачки теплоносителя оказывается тепловое воздействие на стенки скважины, а это оказывает отрицательное влияние на прочность крепления (цементного камня) обсадной колонны скважины и ведет к преждевременному разрушению цементного камня за обсадной колонной скважины.

Технической задачей изобретения является упрощение технологического процесса осуществления способа и увеличение точности ориентации горизонтальных участков скважин в залежи, а также повышение эффективности разработки залежи за счет увеличения площади охвата залежи тяжелых и высоковязких углеводородов горизонтальными участками и снижение теплового воздействия на стенки скважины в процессе эксплуатации.

Поставленная техническая задача решается способом добычи из подземной залежи тяжелых и высоковязких углеводородов, содержащий бурение до залежи, укрепление ствола цементированием обсадной колонны, бурение горизонтальных концевых участков, расположенных в залежи, и подготовку к эксплуатации нагнетательных и добывающих скважин, причем горизонтальные концевые участки добывающих скважин располагают ниже горизонтальных концевых участков нагнетательных скважин.

Новым является то, что бурение нагнетательных и добывающих скважин производят по одной из площадных систем с определенным не менее 5 метров расстоянием между ними, причем в нагнетательных и добывающих скважины бурят несколько горизонтальных концевых участков, расположенных в каждой скважине на одном уровне и равномерно распределенными по всему периметру, а входные отверстия горизонтальных участков нагнетательных и добывающих скважин разнесены по высоте не менее чем на 5 метров, при этом каждую нагнетательную и добывающую скважины перед подготовкой к эксплуатации оснащают соответственно теплоизолированной колонной труб для подачи теплоносителя и теплоизолированной колонной труб с насосной установкой для добычи углеводородов, которые спущены в район разветвления концевых участков, после чего выше разветвления концевых участков каждой скважины устанавливают пакер, изолирующий межтрубное пространство между обсадной колонной и теплоизолированной колонной труб для исключения термического воздействия на скважину выше пакера.

Новым является то, что количество нагнетательных и добывающих скважин не менее одной пары.

На фиг.1 в продольном разрезе схематично представлено изображение подземной залежи тяжелых и высоковязких углеводородов с добывающий и нагнетательной скважинами.

На фиг.2 в сечение А-А схематично представлено изображение подземной залежи тяжелых и высоковязких углеводородов с добывающий и нагнетательной скважинами.

На фиг.3 схематично представлен один из вариантов размещения на поверхности добывающих и нагнетательных скважин.

Суть способа заключается в следующем:

Сначала производят строительство одной пары скважин, состоящей из добывающей 1 (см. фиг.1) и нагнетательной 2 скважин, например, сначала проводят строительство добывающей скважины 1, которую после бурения обсаживают и цементируют.

Далее в добывающей скважине 1 бурят любым известным способом (см. патенты RU №№2259457, 2265711, 2269633, 2269632, 2268982) несколько (например, четыре) разветвленные горизонтальные концевые участки 3; 3′; 3′′; 3′′′, расположенные на одном уровне 4 и равномерно распределенными по всему периметру добывающей скважины 1.

Затем аналогичным образом на одной площадной системе с добывающей скважиной 1 производят строительство нагнетательной скважины 2 с разветвленными горизонтальными концевыми участками 5; 5′; 5′′; 5′′′, расположенными на одном уровне 6 и равномерно распределенными по всему периметру нагнетательной скважины 2, причем высота - Н (см. фиг.1) между уровнем 4 входных отверстий добывающей скважины 1 и уровнем 6 входных отверстий нагнетательной скважине 2 определяется расчетным путем, но должно быть не менее 5 метров для исключения прорывания теплоносителя в процессе его нагнетания из разветвленных горизонтальных концевых участков 3; 3′; 3′′; 3′′′ добывающей скважины 1 в разветвленные горизонтальные концевые участки 5; 5′; 5′′; 5′′′ нагнетательной скважины 2, причем с той же целью, что и указано выше расстояние L (см. фиг.2) - между осями добывающей 1 и нагнетательной 2 скважин, также должно быть не менее 5 метров.

Далее (например, в шахматном порядке) в пределах одной площадной системы производят строительство следующих пар скважин (см. фиг.3), состоящих из добывающих 1...1ⁿ и нагнетательных 2′...2ⁿ скважин соответственно, соблюдая при этом вышеуказанное расстояние - L между осями близлежащих скважин.

По окончании строительства скважин начинают их подготовку к эксплуатации. Для этого каждую добывающую скважину 1...1ⁿ оснащают теплоизолированной колонной труб 7...7ⁿ (см. фиг.1) с насосной установкой 8...8ⁿ, соответственно любой известной конструкции, спущенной в район 9...9ⁿ разветвления концевых участков добывающей скважины 1...1ⁿ.

В каждую нагнетательную скважину 2...2ⁿ оснащают теплоизолированной колонной труб 10...10ⁿ для подачи теплоносителя, спущенной в район 11...11ⁿ разветвления концевых участков скважин.

Далее выше разветвления концевых участков каждой из добывающих 1...1ⁿ и нагнетательных 2...2ⁿ скважин устанавливают пакер 12...12ⁿ соответственно, изолирующий межтрубное пространство 13...13ⁿ скважин между обсадной колонной и теплоизолированной колонной труб для исключения термического воздействия на стенки скважины выше пакера 12...12ⁿ.

Затем с устья нагнетательных скважин 2...2ⁿ нагнетают теплоноситель (горячий водяной пар) в теплоизолированную колонну труб 10...10ⁿ, который, достигнув районов 11...11ⁿ разветвления концевых участков нагнетательных скважин 2...2ⁿ, попадает в горизонтальные концевые участки 5; 5′; 5′′; 5′′′, по которым распространяется вглубь залежи тяжелых и высоковязких углеводородов 14. Далее запускают насосы 8...8ⁿ в работу.

Разогревание происходит по всей высоте залежи тяжелых и высоковязких углеводородов 14 радиально направленно от каждого горизонтального концевого участка 5; 5′; 5′′; 5′′′ уровня 6 нагнетательных скважин 2...2ⁿ.

Разогретый продукт (тяжелая вязкая нефть) залежи тяжелых и высоковязких углеводородов 14 попадает в горизонтальные концевые участки 3; 3′; 3′′; 3′′′ уровня 4 в добывающих скважинах 1...1ⁿ соответственно и по ним поступает внутрь добывающих скважин 1...1ⁿ в район 9...9ⁿ на приемы насосов 8...8ⁿ соответственно, которые перекачивают разогретую тяжелую вязкую нефть на дневную поверхность.

Использование теплоизолированных колонн труб 7...7ⁿ и 10...10ⁿ, а также пакеров 12...12ⁿ позволяет значительно снизить отрицательное влияние теплового воздействия на крепление стенок скважины в процессе эксплуатации.

Предлагаемый способ позволяет повысить точности ориентации горизонтальных участков скважин в залежи, а также эффективность разработки залежи за счет увеличения площади охвата залежи тяжелых и высоковязких углеводородов горизонтальными участками, а упрощение технологического процесса осуществления способа позволяет сэкономить материальные и финансовые затраты. Кроме того, снижение теплового воздействия на стенки скважины в процессе эксплуатации позволит продлить срок службы скважины до капитального ремонта.