Способ добычи битуминозной нефти из горизонтальной скважины

Изобретение относится к способу добычи битуминозной нефти из горизонтальной скважины. Техническим результатом является снижение потерь давления и тепла на входе насоса. Способ добычи битуминозной нефти из горизонтальной скважины включает установку обсадной колонны, цементирование затрубного пространства выше горизонтального участка, в котором выполнена перфорация в оконечной части и в начале горизонтального участка, спуск колонны насосно-компрессорных труб - НКТ с насосом и приводом, установку пакера между перфорированными частями, спуск технической колонны, закачку пара в пласт через техническую колону в начальную часть и отбор жидкости насосом с приводом из пласта через оконечную часть горизонтального участка. Вход насоса располагают в оконечной части горизонтального участка после спуска колонны НКТ. Техническую колонну располагают внутри колоны НКТ и радиальными каналами сообщают для закачки пара с начальной частью горизонтального участка. 1 з.п. ф-лы, 2 ил., 1 пр.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, к термическим способам добычи высоковязкой нефти или битума из одиночной горизонтальной скважины.

Известен способ разработки нефтяного месторождения (Патент RU № 2350747, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.07.2012 в Бюл. № 20), включающий бурение этажной горизонтальной скважины с размещением двух горизонтальных стволов в одной вертикальной плоскости и вытеснение вязкой нефти или битума путем закачки теплоносителя, при этом уточняют распространение продуктивных толщин пласта по площади залежи, горизонтальные стволы размещают в интервале наиболее проницаемого прослоя не менее чем на 6 м выше подошвы пласта вязкой нефти или битума или водобитумного контакта и с расстоянием между забоями этих стволов, не превышающим 5 м, окна зарезки горизонтальных стволов располагают в нефтенасыщенном пласте на расстоянии 8-10 м друг от друга, бурят горизонтальные стволы по восходящей траектории и размещают их по направлению к купольной части залежи, причем забой каждого ствола располагают выше окна зарезки, спускают две насосно-компрессорные трубы с центраторами, закачку теплоносителя осуществляют циклически или постоянно через верхний горизонтальный ствол с поддержанием на его забое давления, близкого к гидростатическому, при этом отбор вязкой нефти или битума осуществляют постоянно через нижний горизонтальный ствол.

Недостатками данного способа являются высокая стоимость и сложность бурения этажной горизонтальной скважины с размещением двух горизонтальных стволов в одной вертикальной плоскости, сложность монтажа спускаемого оборудования. Необходимость бурения двух горизонтальных стволов скважины ограничивает выбор разрабатываемого участка по толщине продуктивного пласта.

Известен способ теплового вытеснения нефти из горизонтальной скважины (Патент РФ № 2067168, МПК Е21В 43/24, опубл. 27.09.1996), включающий добычу высоковязкой нефти методом циклической закачки теплоносителя в конечную часть ствола горизонтальной скважины и отбором жидкости из отделенной пакером зоны закачки пара ближайшего участка. Способ реализуется следующим образом: по кольцевым образующим в начале и в конце горизонтальной части участка эксплуатационной колонны скважины производится перфорация, к ближайшему к забою интервалу перфорации спускаются насосно-компрессорные трубы (НКТ), снабженные пакерным устройством, разобщающим горизонтальный ствол скважины между этими двумя группами перфорации. Теплоноситель закачивается по НКТ в пласт через удаленную зону перфорации, а жидкость отбирается из ближней от устья зоны перфорации. Транспорт жидкости на поверхность производится по кольцевому межтрубному пространству скважины.

Способ имеет следующие недостатки:

- в предложенном способе предусматривается только фонтанный способ подъема жидкости на поверхность по межтрубному пространству, что дает нестабильный и низкий отбор жидкости;

- не предусмотрен предварительный прогрев всей зоны.

Наиболее близким по совокупности признаков является способ добычи высоковязкой нефти методом одновременной закачки пара и отбора жидкости из одиночной горизонтальной скважины (Патент RU № 2456441, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.07.2012 в Бюл. № 20), включающий установку обсадной колонны, цементирование затрубного пространства выше горизонтального участка, в котором выполнена перфорация в оконечной части и в начале горизонтального участка, спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) с установкой пакера между перфорированными участками, закачку пара в пласт и отбор жидкости из пласта, причем перед спуском колонны НКТ в скважину спускают техническую колонну до горизонтального участка, в которую спускают колонну НКТ с насосом, размещаемым в нижней части технической колонны и позволяющим производить через него закачку пара в пласт, причем сначала закачку пара в пласт производят по пространству между технической колонной и колонной НКТ, а также по колонне НКТ через насос, при этом суммарный объем закачиваемого пара составляет 5-7 т/м суммарной длины перфорированных участков, после чего продолжают закачку по пространству между технической колонной и колонной НКТ, а отбор жидкости осуществляют насосом по колонне НКТ.

Недостатками данного способа являются большое снижение давления при подводе продукции пласта через хвостовик на вход насоса, что приводит к снижению эффективности работы насоса, большие потери тепла при закачке пара по технической колоне, взаимодействующей с межтрубным пространством и обсадной колонной, а через неё с вскрытой стволом скважины породой.

Техническими задачами предполагаемого изобретения являются снижение потерь давления на входе насоса и тепла за счет соответственно размещения насоса в непосредственной близости от участка добычи горизонтальной скважины и закачку пара по технической колонне труб, расположенной внутри колонны НКТ.

Технические задачи решаются способом добычи битуминозной нефти из горизонтальной скважины, включающим установку обсадной колонны, цементирование затрубного пространства выше горизонтального участка, в котором выполнена перфорация в оконечной части и в начале горизонтального участка, спуск колонны насосно-компрессорных труб - НКТ с насосом и приводом, установку пакера между перфорированными участками, спуск технической колонны, закачку пара в пласт через техническую колону в начальную часть и отбор жидкости насосом с приводом из пласта через оконечную часть горизонтального ствола.

Новым является то, что вход насоса располагают в оконечной части горизонтального ствола после спуска колонны НКТ, техническую колонну располагают внутри колоны НКТ и радиальными каналами сообщают для закачки пара с начальной частью горизонтального ствола.

Новым также является то, что в виде привода насоса устанавливают паровую турбину, а техническую колонну соединяют с входом привода, выход которого радиальными каналами сообщают для закачки пара с начальной частью горизонтального ствола.

На фиг. 1 изображена схема реализации способа.

На фиг. 2 изображён разрез А-А см. фиг. 1.

Способ реализуется следующим образом

Способ добычи битуминозной нефти из горизонтальной скважины включает установку обсадной колонны 1 (фиг. 1), цементирование затрубного пространства (не показано) выше горизонтального участка 2, в котором выполнена перфорация в оконечной части 3 отверстиями 4 и начальной части 5 отверстиями 6 горизонтального участка 2, спуск колонны насосно-компрессорных труб – НКТ 7 с насосом 8 и приводом 9, установку пакера 10 между перфорированными частями 3 и 5, спуск технической колонны 11, закачку пара в пласт через техническую колону 11 в начальную часть 5 и отбор жидкости насосом 8 с приводом 9 из пласта 12 через оконечную часть 3 горизонтального участка 2. Вход 13 насоса 8 располагают в оконечной части 3 горизонтального участка 2 после спуска колонны НКТ 7. Техническую колонну 11 располагают внутри колоны НКТ 7 и радиальными каналами 14 (фиг. 2) сообщают для закачки пара с начальной частью 5 горизонтального участка 2 (фиг. 1). В виде привода 9 насоса 8 могут устанавливать паровую турбину, а техническую колонну 11 соединяют с входом 15 привода 9, выход 16 которого радиальными каналами 14 (фиг. 2) сообщают для закачки пара с начальной частью 5 (фиг. 1) горизонтального участка 2. Отверстия 4 и 6 могут выполнять при помощи перфоратора (не показан) или при спуске хвостовика с готовыми отверстиями 4 и 6 в соответствующих частях 3 и 5. Технические и/или технологические элементы не влияющие на работоспособность способа не показаны или показаны на фигурах условно.

Пример конкретного выполнения

С поверхности построили скважину с осадной колонной 1 (фиг. 1) и горизонтальным участком 2, располагаемым в продуктивном пласте 12. Уточнили коллекторские и тепловые свойства вскрытого пласта 12. Участок разработки продуктивного пласта 12, на котором была проведена заявляемая технология, имеет геометрические размеры 400×100×15 м. Средняя толщина пласта 12 равна 15 м. Цементирование обсадной колонны 1 произвели до горизонтального участка 2, в котором выполнена перфорация в оконечной части 3 отверстиями 4 и начальной части 5 отверстиями 6 горизонтального участка 2, для чего спущен хвостовик с готовыми отверстиями 4 и 6 в соответствующих частях 3 и 5. Произвели спуск колонны НКТ 7 с пакером 10, насосом 8 («РСМ Vulcain™») и приводом 9. Установили пакер 10 между перфорированными частями 3 и 5, а вход 13 насоса 8 расположили в оконечной части 3 за пакером 10. Спустили техническую колонну 11 до сообщения с радиальными каналами 14 (фиг. 2), сообщенными с пространством начальной части 5 (фиг. 1) горизонтального участка 2 снаружи колонны НКТ 7. Использовали в качестве привода 9 паровую турбину, через которую техническая колонна 11 сообщается с радиальными каналами 14 (фиг. 2). Привод 9 (фиг. 1) своим входом 15 сообщен с колонной 11, а выходом 16 – с радиальными каналами 14 (фиг. 2).

Для закачки в пласт 12 (фиг. 1) через соответствующие отверстия 4 и 6 по колонне НКТ 7, в оконечную часть 3 через штанговый винтовой насос 8 закачали 1000 т пара, по пространству между обсадной колонной 1 и колонной НКТ начальную часть 5 закачали 1300 т пара. После получения прогретой зоны 17 с температурой как минимум 90°С закачку через колонну НКТ 7 прекратили. Запустили насос 8 при помощи привода 9 и начали отбор продукции пласта 12 оконечной части 3 горизонтального участка 2. Для этого нагнетают пар по технической колонне 11, который проходит через привод 9, радиальные отверстия 14 (фиг. 2) и далее снаружи колонны НКТ 7 (фиг. 1) через начальную часть 5 с отверстиями в пласт 12, поддерживая температуру в прогретой зоне 17.

Для базы сравнения был принят вариант закачки пара с использованием одиночной горизонтальной скважины с длиной горизонтального ствола 419 м, работающей по технологии наиболее близкого аналога. Результаты показали, что эффективность предлагаемого способа добычи битуминозной нефти за счет снижения потерь энергии и тепла выше: максимально достигаемый коэффициент нефтеотдачи больше на 5%, максимальный дебит нефти составил 7 т/сут против 1,5 т/сут.

Предлагаемый способ добычи битуминозной нефти из горизонтальной скважины позволяет снизить потери давления на входе насоса и тепла за счет соответственно размещения насоса в непосредственной близости от участка добычи горизонтальной скважины и закачку пара по технической колонне труб, расположенной внутри колонны НКТ.

1. Способ добычи битуминозной нефти из горизонтальной скважины, включающий установку обсадной колонны, цементирование затрубного пространства выше горизонтального участка, в котором выполнена перфорация в оконечной части и в начале горизонтального участка, спуск колонны насосно-компрессорных труб - НКТ с насосом и приводом, установку пакера между перфорированными частями, спуск технической колонны, закачку пара в пласт через техническую колону в начальную часть и отбор жидкости насосом с приводом из пласта через оконечную часть горизонтального участка, отличающийся тем, что вход насоса располагают в оконечной части горизонтального участка после спуска колонны НКТ, техническую колонну располагают внутри колоны НКТ и радиальными каналами сообщают для закачки пара с начальной частью горизонтального участка.

2. Способ добычи битуминозной нефти из горизонтальной скважины по п. 1, отличающийся тем, что в виде привода насоса устанавливают паровую турбину, а техническую колонну соединяют с входом привода, выход которого радиальными каналами сообщают для закачки пара с начальной частью горизонтального участка.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к вариантам способа извлечения природного газа из коллекторов углеводородов для нефти и газа в подземной среде. Один из вариантов способа включает: (a) при необходимости, бурение скважины в дне океана для извлечения углеводородов в виде природного газа или смеси нефти и природного газа; (b) извлечение углеводородов в виде природного газа или смеси нефти и природного газа; (c) отделение нефти от природного газа в сепараторе; (d) при необходимости, транспортировку, прокачку или подачу по трубопроводу нефти к поверхности океана; (e) очистку природного газа от обломочного материала; (f) транспортировку, прокачку или подачу по трубопроводу природного газа в подводную установку для преобразования газа в клатратный гидрат; (g) преобразование природного газа с получением из него твердых гидратов; (h) сбор твердых гидратов в транспортный контейнер, подходящий для транспортировки твердых гидратов к поверхности океана.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - снижение энергетических и эксплуатационных затрат на подготовку и закачку теплоносителя в нагнетательную скважину, предотвращение срывов и отказов в работе насоса за счет поддержания насоса в рабочей температурной зоне.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности и достоверности определения распределения температуры в нефтяной скважине, добывающей сверхвязкую нефть с одновременным сокращением эксплуатационных затрат на закачку пара в пласт на период остановки добывающей скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к термодинамическим способами и устройствам для воздействия на призабойную зону скважины при помощи электронагревателей для интенсификации добычи нефти.Термодинамический способ воздействия на призабойную зону скважины и устройство для его осуществления, включающие спуск на колонне труб в скважину установленных последовательно гидравлического забойного двигателя, мультипликатора, генератора электрического тока и нагревательного элемента, располагаемого в интервале нагрева скважины, прокачку жидкости через двигатель, преобразующий энергию потока жидкости при прохождении жидкости в его внутренних полостях с выходом наружу через промывочные окна в механическую энергию вращения своего ротора, скорость которого изменяется мультипликатором для передачи ротору генератора, вырабатывающего электрический ток для генерации тепловой энергии нагревательным элементом.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности разработки залежи сверхвязкой нефти с водонефтяными зонами за счет повышения нефтеизвлечения мелкозалегающих залежей с одновременным упрощением способа обработки и снижением эксплуатационных затрат вследствие снижения спуско-подъемных операций, расширения функциональных возможностей способа, сосредоточения депрессии, создаваемой насосом в добывающей скважине, в нефтенасыщенных участках горизонтального ствола, расширения создания локальной гидродинамической связи между скважинами в средней зоне скважины и зоне «носка».
Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности добычи трудноизвлекаемых запасов, автоматизация технологического процесса добычи высоковязкой нефти тепловыми методами, контроль параметров теплового воздействия, повышение надежности и качества автоматического регулирования процесса, обеспечение стабильной передачи информации со счетчиков пара, расширение технологических возможностей.

Изобретение предназначено для применения в нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для предупреждения образования асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) в насосно-компрессорных трубах и межтрубном пространстве скважин.

Изобретение предназначено для применения в нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для предупреждения образования асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) в насосно-компрессорных трубах и межтрубном пространстве скважин.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности добычи трудноизвлекаемых запасов сверхвязкой нефти из пластов малой толщины, исключение выпадения смолисто-асфальтеновых веществ в пласте с одновременным сокращением материальных затрат.

Группа изобретений относится, в общем, к способам и системам для получения углеводородов из подземных пластов. Система для электрического нагрева на месте нефтегазоносного пласта включает в себя инструмент, выполненный с возможностью спуска в скважинную обсадную колонну.
Наверх