Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ДОБЫЧИ ИЗ ПОДЗЕМНОЙ ЗАЛЕЖИ ТЯЖЕЛЫХ И/ИЛИ 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. в бюл. №28 от 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. 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 ведут 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, что отрицательно влияет 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/или 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/или высоковязких углеводородов, содержащим бурение и подготовку к эксплуатации нагнетательных скважин с горизонтальными концевыми участками и добывающих скважин с горизонтальными концевыми участками в залежи ниже уровня нагнетательной скважины для извлечения углеводородов, создание проницаемой зоны между нагнетательными и добывающими скважинами.

Новым является то, что бурение нагнетательных и добывающих скважин производят по одной из площадных систем с определенным расстоянием между ними, причем каждую обсадную колонну, спускаемую перед формированием концевых участков, нагнетательных и добывающих скважин оснащают ориентировочным устройством и выполненными выше в интервале необходимого вскрытия пласта предварительно вставленными в стенку полыми втулками, заполненными легкоразрушаемым материалом и герметично перекрытыми изнутри сдвигаемой вниз заглушкой, далее в каждую скважину спускают отклонитель до сдвига заглушки и взаимодействия с ориентировочным устройством, направляющим выходные каналы отклонителя в полые втулки, и удлиняют последовательно через каждую полую втулку горизонтальные концевые участки скважины, после спуска теплоизолированной колонны труб выше полых втулок 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 фигуре 1 в продольном разрезе схематично представлено изображение подземной залежи тяжелых и/или высоковязких углеводородов с добывающей и нагнетательной скважинами. На фигуре 2 в сечение А-А схематично представлено изображение подземной залежи тяжелых и/или высоковязких углеводородов с добывающий и нагнетательной скважинами. 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.

После бурения добывающей скважины 1, спускаемую в нее обсадную колонну на устье оснащают ориентировочным устройством, например в виде направляющего штыря, и герметично установленной в обсадную колонну сдвигаемой вниз заглушкой 3. Ориентирующее устройство может быть выполнено, например, в соответствии с патентом RU 2265711, 10.12.2005. Кроме того, выше ориентировочного устройства предварительно в стенку обсадной колонны на одном уровне 4 устанавливают несколько полых втулок 5'.........5ⁿ, которые равномерно распределены по всему периметру обсадной колонны (например, шестью), заполненными легкоразрушаемым материалом, например битумом (не показано).

Затем спуском вышеупомянутой обсадной колонны обсаживают добывающую скважину 1, при этом полые втулки 5'.........5ⁿ должны находиться в интервале вскрытия подземной залежи 6. Далее производят цементирование обсадной колонны добывающей скважины 1.

Затем аналогичным образом на одной площадной системе с добывающей скважиной 1 производят строительство нагнетательной скважины 2, обсадная колонна которой также содержит ориентировочное устройство, например, также как описано выше в виде направляющего штыря (не показано), а ниже - сдвигаемой вниз заглушкой 7. Кроме того, выше ориентировочного устройства предварительно в стенку обсадной колонны на одном уровне 8 устанавливают несколько полых втулок 9'.........9ⁿ, которые равномерно распределены по всему периметру обсадной колонны (например, шестью), заполненных легкоразрушаемым материалом, например битумом (не показано).

Затем спуском вышеупомянутой обсадной колонны обсаживают нагнетательную скважину 2, при этом полые втулки 9'.........9ⁿ должны находиться в интервале вскрытия подземной залежи 6. Далее производят цементирование обсадной колонны нагнетательной скважины 2.

Далее в добывающую 1 и нагнетательную 2 скважины спускают отклонители (не показано) до сдвига вниз заглушек 3 и 7 соответственно и взаимодействия с ориентировочным устройством. Затем ориентировочные устройства направляют выходные каналы отклонителя соответственно в полые втулки 5'.........5ⁿ добывающей скважины 1 и полые втулки 9'.........9ⁿ нагнетательной скважины 2, которые удаляют легкоразрушаемый материал из канала полой втулки 5'.........5ⁿ добывающей скважины 1 и канала полой втулки 9'.........9ⁿ нагнетательной скважины 2

Затем удлиняют вышеуказанные каналы последовательно через каждую полую втулку 5'.........5ⁿ добывающей скважины 1 и через каждую полую втулку 9'.........9ⁿ нагнетательной скважины 2, при этом в подземной залежи 6 образуются горизонтальные концевые участки 10'.........10ⁿ в добывающей скважине 1 и горизонтальные концевые участки 11'.........11ⁿ в нагнетательной скважине 2.

В процессе строительства добывающей 1 и нагнетательной 2 скважин необходимо учитывать то, что высота - Н (см. фиг.1) между уровнем 4 в добывающей скважине 1 и уровнем 8 в нагнетательной скважине 2 определяется расчетным путем, но должна быть не менее 5 метров для исключения прерывания теплоносителя в процессе его нагнетания в разветвленные горизонтальные концевые участки 10'.........10ⁿ в добывающей скважине 1, причем с той же целью, что и указано выше, то есть расстояние L (см. фиг.2) - между осями добывающей 1 и нагнетательной 2 скважин также должно быть не менее 5 метров.

При необходимости в пределах одной площадной системы производят строительство следующих пар скважин, состоящих из добывающих 1'.........1ⁿ (на фиг.1 и 2 не показано) и нагнетательных 2'.........2ⁿ скважин соответственно.

По окончании строительства скважин начинают их подготовку к эксплуатации.

Для этого добывающую скважину 1 оснащают теплоизолированной колонной труб 12 (см. фиг.1) с насосом 13 любой известной конструкции, спущенной до уровня 4 разветвления горизонтальных концевых участков 10'.........10ⁿ.

Затем нагнетательную скважину 2 также оснащают теплоизолированной колонной труб 14 для подачи теплоносителя, спущенной до уровня 8 разветвления горизонтальных концевых участков 11'.........11ⁿ.

Далее, выше разветвления горизонтальных концевых участков 10'.........10ⁿ добывающей скважины 1 устанавливают пакер 15, а выше разветвления горизонтальных концевых участков 11'.........11ⁿ нагнетательной скважины 2 устанавливают пакер 16.

Пакеры 15 и 16 изолируют межтрубное пространство 17 и 18 соответственно, снижая термическое воздействие на стенки добывающей 1 и нагнетательной 2 скважин.

Далее приступают к эксплуатации скважин. Для этого с устья нагнетательной скважины 2 нагнетают теплоноситель (горячий водяной пар) в теплоизолированную колонну труб 14, который достигнув уровня 8 попадает в каналы полых втулок 9'.........9ⁿ и далее в горизонтальные концевые участки 11'.........11ⁿ нагнетательной скважины 1, по которым распространяется вглубь подземной залежи 6, при этом разогревание происходит по всей высоте подземной залежи 6 радиально направленно от каждого горизонтального концевого участка 11'.........11ⁿ нагнетательной скважины 2.........2ⁿ.

Далее запускают насос 13 добывающей скважины 1. Разогретый продукт (тяжелая вязкая нефть) подземной залежи попадает в горизонтальные концевые участки 10'.........10ⁿ добывающей скважины 1, по которым через каналы полой втулки 5'.........5ⁿ поступает внутрь добывающей скважин 1.........1ⁿ на приемы насоса 13, который по теплоизолированной колонне труб 12 перекачивает разогретую тяжелую вязкую нефть на дневную поверхность.

Использование теплоизолированных колонн труб 12 и 14, а также пакеров 15 и 16 позволяет значительно снизить отрицательное влияние теплового воздействия на крепление стенок скважины в процессе эксплуатации.

Предлагаемый способ позволяет повысить точность ориентации горизонтальных участков скважин в залежи, а также эффективность разработки залежи за счет увеличения площади охвата залежи тяжелых и/или 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.