Способ разработки залежей высоковязких нефтей и битумов

Способ разработки залежей высоковязких нефтей и битумов

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к области нефтяной промышленности, а более конкретно к способам разработки месторождений углеводородов скважинными методами со вскрытием пласта горизонтальными каналами с тепловым воздействием на него, и может быть использовано для добычи высоковязких нефтей и битумов.

Известен способ разработки залежей высоковязких нефтей и битумов (патент РФ № 2246001, Е21В 43/24, опубл. Бюл. №4 от 10.02.2005 г.), включающий строительство двухустьевой скважины, горизонтальная перфорированная часть которой проходит по пласту, а устьевые участки соединяют наземным участком в виде дугообразного трубопровода с образованием замкнутого канала, внутри которого помещают дополнительную колонну труб, внутри которой размещают замкнутый тяговый элемент с поршнями, приводимым в движение наземным приводом. В основу способа положена задача повышения эффективности системы за счет реализации процесса непрерывного глубинного насосного вытеснения нефти в равнопроходном замкнутом гидравлическом канале.

Залежи высоковязких нефтей и битумов, залегая на небольших глубинах, характеризуются низкими пластовыми давлениями, высокой вязкостью и малой подвижностью продукции. В этих условиях эффективность этого способа не может быть высокой вследствие отсутствия поступления продукции пласта в скважину.

Известен способ добычи нефти подземными горизонтальными скважинами (патент РФ № 2060377, Е21В 43/24, 7/04, 21/00, опубл. Бюл. № 14 от 20.05.1996 г.) с применением теплового воздействия на продуктивный пласт, включающий строительство вертикального шахтного ствола, сверху закрытого герметичной крышкой, вскрывающего продуктивный пласт на всю его мощность, сооружение подземной рабочей камеры, изолированной от рудничной атмосферы, бурение с дневной поверхности горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин в два яруса, 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 в виде подъемных скважин и откачку на дневную поверхность эрлифтными или газлифтными подъемниками. Дополнительно бурят вентиляционную, подъемную, пароподающую и газоотводящую скважины, а из забоя вентиляционной скважины бурят резервную подъемную скважину.

Недостатком способа является то, что строить технически сложные, дорогие и разовые сооружения на небольших месторождениях высоковязких нефтей и битумов, расположенных под обрабатываемыми землями и населенными пунктами на глубинах 40-250 метров, имеющих небольшие мощности пластов, пластовые давления и запасы, не всегда экономически целесообразно.

Задачей заявляемого технического решения является повышение эффективности разработки залежей высоковязких нефтей и битумов и снижение себестоимости добычи.

Поставленная задача решается описываемым способом, включающим строительство скважины, вскрытие пласта из скважины горизонтальными каналами, подвод теплоносителя в пласт, сбор продукции в скважине и его откачку на поверхность.

Новым является то, что строят скважину с забоем расположенным ниже подошвы пласта, проводят водоизоляционные работы выше кровли и ниже подошвы пласта, вскрывают пласт ближе к его подошве горизонтальными участками, выполненными в виде чередующихся по периметру скважины лучей перфорированных патрубков и более длинных труб, которые образуются методом вдавливания в пласт с подъемом от скважины, затем устанавливают верхний, средний и перфорированный нижний коллекторы и герметично перекрывают перегородкой скважины между средним и нижним коллекторами на уровне подошвы пласта пространство, образуя внизу емкость, которую снабжают тремя трубопроводами, первый из которых предназначен для улавливания легких фракций, второй с насосом - для откачки высоковязких нефтей и битумов, а третий со вторым насосом - для откачки воды из нижней части емкости, при этом верхний коллектор сообщен с нижним через дистанционно управляемый переключатель потока и через теплоизолированные трубы с наземным парогенератором, а перфорированные патрубки и трубы - через дистанционно управляемые верхние и нижние задвижки соответственно с верхним и средним коллекторами, средний из которых сообщен также с емкостью, на устье скважину оборудуют герметичной камерой с лифтом, при эксплуатации теплоноситель из парогенератора по теплоизолированным трубам через верхний коллектор и верхние задвижки поступает в перфорированные патрубки и трубы, продукция пласта из перфорированных патрубков и труб через нижние задвижки и средний коллектор поступает в емкость, откуда вода, высоковязкие нефти и битумы при помощи насосов, а также легкие фракции по трубопроводам поднимаются на устье скважины.

Новым является также и то, что подачу теплоносителя при помощи верхних задвижек осуществляют через часть перфорированных патрубков и/или труб, периодически меняя их сочетание при помощи верхних задвижек согласно технологического режима эксплуатации, при этом другие перфорированные патрубки и/или трубы изолированы или через нижние задвижки и средний коллектор сообщены с емкостью.

Новым является то, что продукция скважины поступает в емкость через нижние задвижки из части перфорированных патрубков и/или труб, периодически меняя их сочетание при помощи нижних задвижек согласно технологического режима эксплуатации, при этом другие перфорированные патрубки и/или трубы изолированы или через верхние задвижки и коллектор сообщены с теплоизолированными трубами.

Новым является то, что теплоноситель через верхний коллектор, переключатель потока и нижний коллектор подается в емкость, при этом все перфорированные патрубки и трубы изолированы.

Новым является также и то, что количество подобных скважин на месторождении размещают по любой известной системе для максимального его охвата.

На фиг.1 приведена общая схема размещения оборудования в скважине (на заднем плане между коллекторами переключатели потока условно не показаны).

На фиг.2 - фрагмент коллектора системы очистки емкости по выноске Б фиг.1.

На фиг.3 - сечение А-А по фиг.1

На фиг.4 - схема вдавливания труб (патрубков) в пласт.

На фиг.5 - схема размещения скважин на разрабатываемой залежи.

Способ разработки залежей вязких нефтей и битумов (далее битумов) осуществляют следующим образом. На разрабатываемом месторождении строят вертикальную герметичную скважину 1 (фиг.1) ниже подошвы 2 пласта 3 (диаметром 1,5-2,0 метров), закрывают ее на уровне подошвы 2 пласта 3 горизонтальной герметичной перегородкой 4, образуя емкость 5 для сбора продукции, связанной через трубопровод 6 с наземной системой улавливания легких фракций (на фиг.не показана). Скважина 1 может быть обсажена металлическими или неметаллическими (бетонными) кольцами. Сверху скважину закрывают герметичной камерой 7, в которой размещают рабочий лифт 8 и систему вентиляции (на фиг. не показана). В зонах выше кровли 9 и ниже подошвы 2 пласта 3 проводят водоизоляционные работы. Вскрывают пласт 3 ближе к его подошве 2 чередующими по периметру скважины 1 в виде лучей перфорированными патрубками 10 (фиг.3) и трубами 11, вдавливая их в пласт 3 (фиг.4) с небольшим подъемом от скважины 1, например гидродомкратом (на фиг. не показан). Вдавливают патрубки 10 примерно на 10 метров и они перфорированы отверстиями (или продольными пазами) 12 на всю длину. Длина вдавливания труб 11 в пласт 3 должна быть максимальной по техническим возможностям применяемого для этого оборудования и может составлять 150 метров и более, а перфорируют их начиная с расстояния более 20 метров от скважины 1. Внутренний диаметр патрубков 10 и труб 11 порядка 50 мм. В зависимости от применяемого для вдавливания оборудования патрубки 10 и трубы 11 могут быть как составными, так и сплошными, а их материал - металл или неметалл, способный работать в условиях пласта. Для уменьшения уплотнения породы и сопротивлений при вдавливании на концы патрубков 10 и труб 11 устанавливают специальные наконечники 13, а порода 14 пласта 3 при этом оказывается во внутренней полости 15. Сопряжения выходных концов патрубков 10 и труб 11 со стенкой скважины 1 герметизируют известными способами. Концы патрубков 10 (фиг.1) и труб 11 внутри скважины 1 соединяют через дистанционно управляемые задвижки 16 с коллектором 17, сообщающимся через патрубок 18 с емкостью 5, и коллектором 19, соединенным через вертикальные трубы 20 с наземным парогенератором (на фиг. не показан). Внизу емкости 5 установлен коллектор 21 с перфорированными отверстиями (или продольными пазами) 22 (фиг.2), соединенный трубой 23 (фиг.1) через дистанционно управляемый переключатель потока 24 с коллектором 19. В скважине размещают насос 25, способный откачивать продукцию с высокой вязкостью, температурой и механическими примесями. Для откачки воды с нижней части емкости 5 устанавливают другой насос 26. Оборудование в скважине выполняют в модульном быстросборном и взрывозащищенном исполнении, снабжают датчиками и приборами безопасности, контроля и видеонаблюдения. Вертикальные трубопроводы для подачи пара и откачки продукции, концы патрубков 10 и труб 11 в скважине, переключатели потока и герметичную камеру 7 теплоизолируют. Монтаж оборудования в скважине проводят с использованием рабочего лифта 8. Рабочий персонал обеспечивают средствами индивидуальной защиты для работы в этих условиях.

Для отбора продукции пласта применяют технологию парогравитационного дренирования с закачкой перегретого пара с температурой порядка 300-350°С. Сущность технологии заключается в том, что пласт нагревают перегретым паром для снижения вязкости продукции и приведения ее в текучее состояние. На первом этапе эксплуатации залежи пар закачивают расчетное время через трубопровод 20 и коллектор 19 при открытых задвижках 16 во все патрубки 10 и трубы 11 для более полного прогрева пласта 3. В это время другие задвижки 16 и переключатель потока 24 (фиг.1), сообщающие их с емкостью 5, закрыты, а насосы 25 и 26 не работают. После достаточного прогрева пласта открывают дистанционно задвижки 16, сообщающие патрубки 10 через коллектор 17 и патрубок 18 с емкостью 5, а подачу пара в трубы 11 продолжают. В гравитационном режиме и под действием пластового давления продукция в виде битума с водой и механическими примесями попадает через перфорированные патрубки 10, коллектор 17 и патрубок 18 в емкость 5. При этом в емкость попадает также и порода 14 (фиг.4) (обычно песок, пропитанный с битумом), оставшаяся внутри патрубков 10 при их вдавливании в пласт. В емкости 5 (фиг.1) механические примеси опадают вниз, битум всплывает в воде вверх, а легкие фракции через трубопровод 6 поступают в систему их улавливания, т.е. происходит первичная стадия подготовки продукции. Насосом 26 (фиг.3) периодически откачивают воду с нижней части емкости на поверхность. Воду можно использовать для повторного получения пара. После наполнения емкости 5 битумом его откачивают насосом 25 на поверхность. По истечении времени в нижней части емкости накопятся механические примеси в виде песка. Для их удаления через трубопровод 20 (фиг.1), коллектор 19, переключатель потока 24, трубу 23 в коллектор 21 подают пар, который, выходя из перфорированных отверстий 22 (фиг.2) (или продольных пазов), смешивает механические примеси с водой, образуя пульпу, которую насосом 26 откачивают на поверхность. Далее процесс повторяется.

В зависимости от конкретных условий работы пласта и при достаточном его прогреве можно отключить подачу пара и сообщить также все трубы 11 с емкостью 5. В этом режиме будет происходить сбор продукции в емкость 5 со всех участков пласта. На поздней стадии добычи применяют циклическую закачку в нагретый пласт углеводородного растворителя и пара. Управление технологическими процессами осуществляет оператор с дневной поверхности. После полной выработки залежи съемное оборудование скважины демонтируют, зону пласта герметизируют, при необходимости ее промывают и используют для других целей или засыпают. Во всех случаях обеспечивают экологические требования.

На разрабатываемом месторождении битумов строят скважины, охватывая всю его площадь (фиг.5), а расстояния между ними выбирают больше двойных длин перфорированных труб.

Технико-экономическое преимущество предлагаемого способа разработки залежей высоковязких нефтей и битумов заключается в следующем. Строительство скважины с подземной емкостью, закрытой горизонтальной перегородкой и наземной герметичной камерой на глубины до 250 метров, не вызовет технических трудностей и привлечения больших материальных затрат. Вдавливание патрубков и труб в пласт также не требует сложных технических приемов и оборудования. Рабочий лифт, насосы для откачки воды и битума, регулируемые переключатели потока и задвижки, теплоизолированные трубы, приборы безопасности, контроля и видеонаблюдения, а также управления технологическим процессом выпускаются промышленностью. Способ позволяет вскрывать продуктивный пласт с минимальным на него воздействием, применять в зависимости от стадии разработки месторождения различные технологические приемы воздействия на пласт без переналадки оборудования и вести рациональный отбор продукции с различных участков пласта. То что первичная подготовка продукции происходит в подземной емкости, а легкие фракции, продукция, вода и механические примеси поднимаются на поверхность раздельно, уменьшает затраты на общую его подготовку в наземных условиях, которая в обычных условиях может достигать до 60% от общих затрат на добычу. Управление технологическим процессом добычи битума осуществляют дистанционно по заданной программе и в автоматическом режиме. Решаются вопросы безопасности и экологии. После выработки запасов залежи битумов скважину можно использовать в качестве подземного резервуара для других целей (для хранения нефти, воды, удобрений, промышленных отходов и т.п.).

Таким образом, с применением предлагаемого технического решения появляется возможность повышения эффективности разработки залежей высоковязких нефтей и битумов, залегающих на небольших глубинах, и снижения себестоимости их добычи.

1. Способ разработки залежей высоковязких нефтей и битумов, включающий строительство скважины, вскрытие пласта из скважины горизонтальными каналами, подвод теплоносителя в пласт, сбор продукции в скважине и его откачку на поверхность, отличающийся тем, что строят скважину с забоем, расположенным ниже подошвы пласта, проводят водоизоляционные работы выше кровли и ниже подошвы пласта, вскрывают пласт ближе к его подошве горизонтальными участками, выполненными в виде чередующихся по периметру скважины лучей перфорированных патрубков и более длинных труб, которые образуют методом вдавливания в пласт с подъемом от скважины, затем устанавливают верхний, средний и перфорированный нижний коллекторы и герметично перекрывают перегородкой скважины между средним и нижним коллекторами на уровне подошвы пласта пространство, образуя внизу емкость, которую снабжают тремя трубопроводами, первый из которых предназначен для улавливания легких фракций, второй с насосом - для откачки высоковязких нефтей и битумов, а третий со вторым насосом - для откачки воды из нижней части емкости, при этом верхний коллектор сообщен с нижним через дистанционно управляемый переключатель потока и через теплоизолированные трубы с наземным парогенератором, а перфорированные патрубки и трубы - через дистанционно управляемые верхние и нижние задвижки соответственно с верхним и средним коллекторами, средний из которых сообщен также с емкостью, на устье скважину оборудуют герметичной камерой с лифтом, при эксплуатации теплоноситель из парогенератора по теплоизолированным трубам через верхний коллектор и верхние задвижки поступает в перфорированные патрубки и трубы, продукция пласта из перфорированных патрубков и труб через нижние задвижки и средний коллектор поступает в емкость, откуда вода, высоковязкие нефти и битумы при помощи насосов, а также легкие фракции по трубопроводам поднимают на устье скважины.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что подачу теплоносителя при помощи верхних задвижек осуществляют через часть перфорированных патрубков и/или труб, периодически меняя их сочетание при помощи верхних задвижек согласно технологического режима эксплуатации, при этом другие перфорированные патрубки и/или трубы изолированы или через нижние задвижки и средний коллектор сообщены с емкостью.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что продукция скважины поступает в емкость через нижние задвижки из части перфорированных патрубков и/или труб, периодически меняя их сочетание при помощи нижних задвижек согласно технологического режима эксплуатации, при этом другие перфорированные патрубки и/или трубы изолированы или через верхние задвижки и коллектор сообщены с теплоизолированными трубами.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что теплоноситель через верхний коллектор, переключатель потока и нижний коллектор подают в емкость, при этом все перфорированные патрубки и трубы изолированы.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что количество подобных скважин на месторождении размещают по любой известной системе для максимального его охвата.