RU2339808C1

RU2339808C1 - Способ добычи из подземной залежи тяжелых и высоковязких углеводородов

Info

Publication number: RU2339808C1
Application number: RU2007104140/03A
Authority: RU
Inventors: Наиль Габдулбариевич Ибрагимов (RU); Наиль Габдулбариевич Ибрагимов; Равиль Рустамович Ибатуллин (RU); Равиль Рустамович Ибатуллин; Владимир Васильевич Кунеевский (RU); Владимир Васильевич Кунеевский; Марат Инкилапович Амерханов (RU); Марат Инкилапович Амерханов; Дмитрий Витальевич Страхов (RU); Дмитрий Витальевич Страхов; Владимир Борисович Оснос (RU); Владимир Борисович Оснос; тдинов Радик З уз тович Зи (RU); Радик Зяузятович Зиятдинов
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority date: 2007-02-02
Filing date: 2007-02-02
Publication date: 2008-11-27
Also published as: RU2007104140A

Abstract

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. Обеспечивает повышение эффективности разработки подземной залежи и продление срока службы насосного оборудования. Сущность изобретения: способ включает бурение и подготовку к эксплуатации с установкой обсадных колонн 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. Согласно изобретению бурение нагнетательных и добывающих скважин производят по одной из площадных систем с расстоянием не менее пяти метров между ними. Каждую обсадную колонну, спускаемую перед формированием концевых участков нагнетательных и добывающих скважин, вскрывают по всему периметру в непосредственной близости от забоя с расстоянием по высоте не менее пяти метров между вскрытыми участками нагнетательных и добывающих скважин. Далее в каждую скважину до взаимодействия с забоем спускают отклонитель с выходными каналами, направленными во вскрытый участок. Формируют последовательно через каждый вскрытый участок обсадной колонны необходимое количество горизонтальных концевых участков скважины, устанавливая в каждый фильтры, соединенные между собой гибкими звеньями. После спуска теплоизолированной колонны труб в каждой скважине выше вскрытого участка устанавливают пакер, изолирующий межтрубное пространство между обсадной колонной и теплоизолированной колонной труб для исключения термического воздействия на скважину выше пакера. 2 ил.

Description

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.), включающий 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 скважин, 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, в процессе эксплуатации возможен обвал и засыпка горными породами одного или нескольких технологических каналов, что ведет к снижению дебита добываемой продукции;

во-вторых, отсутствие фильтрации в технологических каналах добываемой продукции может привести к частичной или полной потере проходного сечения в технологическом (их) канале (ах) и быстрому выходу из строя насосного оборудования;

в-третьих, 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.

Задачей изобретения является повышение эффективности эксплуатации многоствольной скважины и повышение срока службы насосного оборудования, а также снижение теплового воздействия на стенки скважины в процессе эксплуатации.

Поставленная техническая задача решается способом добычи из подземной залежи тяжелых и высоковязких углеводородов, включающим 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 расстоянием не менее пяти метров между ними, причем каждую обсадную колонну, спускаемую перед формированием концевых участков, нагнетательных и добывающих скважин вскрывают по всему периметру в непосредственной близости от забоя с расстоянием по высоте не менее пяти метров между вскрытыми участками нагнетательных и добывающих скважин, далее в каждую скважину до взаимодействия с забоем спускают отклонитель с выходными каналами, направленными во вскрытый участок, и формируют последовательно через каждый вскрытый участок обсадной колонны необходимое количество горизонтальных концевых участков скважины, устанавливая в каждый фильтры, соединенные между собой гибкими звеньями, после спуска теплоизолированной колонны труб в каждой скважине выше вскрытого участка устанавливают пакер, изолирующий межтрубное пространство между обсадной колонной и теплоизолированной колонной труб для исключения термического воздействия на скважину выше пакера.

Новым также 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 добывающей и нагнетательной скважинами.

На фиг.2 в сечение А-А схематично представлено изображение подземной залежи тяжелых и высоковязких углеводородов с добывающей 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, которую после бурения обсаживают и цементируют.

Затем обсадную колонну добывающей скважины 1 вскрывают (любым известным способом) на участке 3 по всему периметру в непосредственной близости от забоя. Далее в обсадную колонну добывающей скважины 1 до взаимодействия с забоем спускают на колонне труб отклонитель (не показано). После чего в колонну труб, спущенную в обсадную колонну добывающей скважины 1, спускают фильтры 4, соединенные между собой гибкими звеньями 5, размещенные, например, на конце гибкой трубы с возможностью отсоединения. В процессе спуска фильтры 4, соединенные между собой гибкими звеньями 5, находящиеся на конце гибкой трубы по колонне труб, через направляющие выходные каналы (не показано) отклонителя попадают во вскрытый участок 3 обсадной колонны добывающей скважины 1 (см., например, патенты «Способ строительства многоствольной скважины» RU №№2256763, 2259457, 2265711, Е21В 7/06, опубл. соответственно бюл. №№20 от 20.07.2005, 24 от 27.08.2005 и 34 от 10.12.2005).

Далее в подземной залежи 6 формируют, например, подачей жидкости под большим давлением в гибкую трубу, на конце которой размещено сопло (на фиг.1 показано условно), горизонтальный концевой участок 7 длиной L. После чего отсоединяют гибкую трубу от фильтров 4, соединенных между собой гибкими звеньями 5, и извлекают ее на устье (не показано) скважины, а фильтры 4, соединенные между собой гибкими звеньями 5, остаются в горизонтальном концевом участке 7 длиной L.

Далее к гибкой трубе присоединяют фильтры 4′, соединенные между собой гибкими звеньями 5′, и аналогичным образом формируют следующий горизонтальный концевой участок 7′.

Таким образом, последовательно через вскрытый участок 3 обсадной колонны добывающей скважины 1 формируют необходимое количество горизонтальных концевых участков 7′...7ⁿ, устанавливая в каждый из них соответственно фильтры 4′...4ⁿ, соединенные между собой гибкими звеньями 5′...5ⁿ.

Затем производят строительство нагнетательной скважины 2. Для чего обсадную колонну нагнетательной скважины 2 вскрывают на участке 8 по всему периметру в непосредственной близости от забоя.

Далее в обсадную колонну нагнетательной скважины 2 до взаимодействия с забоем спускают на колонне труб отклонитель. После чего в колонну труб, спущенную в обсадную колонну добывающей скважины 1, спускают фильтры 9, соединенные между собой гибкими звеньями 10, размещенные, например, на конце гибкой трубы с возможностью отсоединения.

При спуске фильтры 9, соединенные между собой гибкими звеньями 10, находящиеся на конце гибкой трубы по колонне труб, через направляющие выходные каналы отклонителя попадают во вскрытый участок 8 обсадной колонны нагнетательной скважины 1.

Далее в подземной залежи 6 формируют (например, патенты «Способ строительства многоствольной скважины» RU №№2256763, 2259457, 2265711, Е21В 7/06, опубл. соответственно бюл. №№20 от 20.07.2005, 24 от 27.08.2005 и 34 от 10.12.2005) горизонтальный концевой участок 11 длиной L. После чего отсоединяют гибкую трубу от фильтров 9, соединенных между собой гибкими звеньями 10, и извлекают ее на устье (не показано) скважины, а фильтры 9, соединенные между собой гибкими звеньями 10, остаются в горизонтальном концевом участке 11 длиной В.

Далее к гибкой трубе присоединяют фильтры 9′, соединенные между собой гибкими звеньями 10′, и аналогичным образом формируют следующий горизонтальный концевой участок 11′. Таким образом, последовательно через вскрытый участок обсадной колонны добывающей скважины 1 формируют необходимое количество горизонтальных концевых участков скважины 11′...11ⁿ, устанавливая в каждый из них соответственно фильтры 9′...9ⁿ, соединенные между собой гибкими звеньями 10′...10ⁿ.

В процессе строительства добывающей 1 и нагнетательной 2 скважин необходимо учитывать то, что высота (см. фиг.1) между вскрытым участком 3 обсадной колонны добывающей скважины 1 и вскрытым участком 8 обсадной колонны нагнетательной скважины 2 определяется расчетным путем, но должна быть не менее 5 метров для исключения прорывания теплоносителя в процессе его нагнетания из направленных навстречу друг к другу горизонтальных концевых участков 11′...11ⁿ в нагнетательной скважине 2 в горизонтальные концевые участки 7′...7ⁿ в добывающей скважине 1. Причем с этой же целью, что и указано выше, то есть расстояние С (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′...11ⁿ (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 вскрытого участка 3 обсадной колонны добывающей скважины 1.

Затем нагнетательную скважину 2 также оснащают теплоизолированной колонной труб 14 для подачи теплоносителя, спущенной до вскрытого участка 8 обсадной колонны нагнетательной скважины 2.

Далее выше вскрытого участка 3 обсадной колонны добывающей скважины 1 устанавливают пакер 15, а выше вскрытого участка 8 обсадной колонны нагнетательной скважины 2 устанавливают пакер 16.

Пакеры 15 и 16 изолируют межтрубное пространство 17 и 18 соответственно, снижая термическое воздействие на стенки обсадной колонны 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 вскрытого участка 8, попадает внутрь фильтров 9′...9ⁿ, соединенных между собой гибкими звеньями 10′...10ⁿ и размещенных в соответствующих горизонтальных концевых участках 11′...11ⁿ нагнетательной скважины 2, по которым теплоноситель 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 внутрь фильтров 4′...4ⁿ, соединенных между собой гибкими звеньями 5′...5ⁿ и размещенных в соответствующих горизонтальных концевых участках 7′...7ⁿ добывающей скважины 1, по которым тяжелая вязкая нефть поступает внутрь добывающей скважин 1...1ⁿ на прием 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 эффективность разработки подземной залежи, поскольку технологические каналы обсажены фильтрами, соединенными между собой гибкими звеньями, что исключает разрушение горизонтальных концевых участков скважин, а также происходит фильтрация жидкости, что позволяет продлить срок службы насосного оборудования. Кроме того, снижение теплового воздействия на стенки скважины в процессе эксплуатации позволит продлить срок службы скважины до капитального ремонта.

Claims

Способ добычи из подземной залежи тяжелых и высоковязких углеводородов, содержащий бурение и подготовку к эксплуатации с установкой обсадных колонн 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, отличающийся тем, что бурение нагнетательных и добывающих скважин производят по одной из площадных систем с расстоянием не менее пяти метров между ними, причем каждую обсадную колонну, спускаемую перед формированием концевых участков нагнетательных и добывающих скважин, вскрывают по всему периметру в непосредственной близости от забоя с расстоянием по высоте не менее пяти метров между вскрытыми участками нагнетательных и добывающих скважин, далее в каждую скважину до взаимодействия с забоем спускают отклонитель с выходными каналами, направленными во вскрытый участок, и формируют последовательно через каждый вскрытый участок обсадной колонны необходимое количество горизонтальных концевых участков скважины, устанавливая в каждый фильтры, соединенные между собой гибкими звеньями, после спуска теплоизолированной колонны труб в каждой скважине выше вскрытого участка устанавливают пакер, изолирующий межтрубное пространство между обсадной колонной и теплоизолированной колонной труб для исключения термического воздействия на скважину выше пакера.