Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, с остановкой закачки Российский патент 2020 года по МПК E21B43/24 E21B7/04 E21B47/06 E21B49/00 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти.

Известен способ разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть (патент RU №2663527, МПК Е21В 43/24, 47/00, опубл. 07.08.2018 г., бюл. № 22), включающий строительство горизонтальных добывающей скважины и нагнетательной скважины, располагаемой выше и параллельно добывающей скважине, создание проницаемой зоны между скважинами за счет нагнетания водяного пара в обе скважины, причем после создания проницаемой зоны подают пар только в нагнетательную горизонтальную скважину, а из добывающей горизонтальной скважины отбирают продукцию. При этом в горизонтальном стволе нагнетательной скважины проводят геофизические исследования по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола. После чего в нагнетательной скважине размещают две колонны насосно-компрессорных труб (НКТ). При этом конец колонны меньшего диаметра располагают в начале горизонтального ствола, а конец колонны большего диаметра - в зоне с нефтенасыщенностью более 60%. Для закачки пара в добывающей скважине размещают одну или две колонны НКТ со смещением конца или концов по горизонтали относительно концов НКТ нагнетательной скважины не менее чем на 10 м. В обе скважины закачивают объем пара, определяемый по приведенному математическому выражению. После окончания закачки расчетного объема пара скважины останавливают на выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола добывающей скважины, в которой проводят термобарометрические измерения посредством геофизических исследований. По результатам которых в горизонтальном стволе добывающей скважины выявляют переходные зоны с температурой между большим и меньшим прогревом. Среди выявленных зон определяют зону с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, в которой размещают оптоволоконный кабель и спускаемый на колонне НКТ электроцентробежный насос (ЭЦН), оснащенный на приеме датчиками температуры и давления. Закачку пара через нагнетательную скважину возобновляют, а отбор продукции ЭЦН проводят со съемом термограммы вдоль ствола добывающей скважины посредством оптоволоконного кабеля и замером температуры на приеме ЭЦН для контролирования процесса равномерного прогрева добывающей скважины. Причем при снижении температуры жидкости ниже максимально допустимой на входе насоса увеличивают закачку пара через нагнетательную скважину, а при повышении температуры на входе ЭЦН снижают закачку пара через нагнетательную скважину и/или переводят ЭЦН в периодический режим работы. После стабилизации температуры на входе ЭЦН, равной максимально допустимой по условиям работы, насос переводят на постоянный режим работы. Недостатком известного способа является отсутствие контроля температуры в горизонтальной добывающей скважине, что приводит или к перегреву скважины и выходу из строя глубинно-насосного оборудования, или к недогреву и потерям дебита нефти.

Недостатками являются высокие эксплуатационные затраты на подготовку и закачку пара в нагнетательную скважину, непроизводительный прогрев пласта, достижение запредельных для работы насоса температур, приводящих к срывам или отказу в работе.

Также известен способ освоения и разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть (патент № RU 2694317, МПК Е21В 43/24, 43/26, 7/04, опубл. 11.07.2019 г., бюл. № 20), включающий строительство горизонтальных добывающей скважины и нагнетательной скважины, располагаемой выше и параллельно добывающей скважине, создание проницаемой зоны между скважинами за счет нагнетания теплоносителя в обе скважины, причем после создания проницаемой зоны подают пар только в нагнетательную скважину, а из добывающей скважины отбирают продукцию, причем горизонтальную добывающую скважину при строительстве оснащают оптико-волоконным кабелем с датчиками температуры, а для создания проницаемой зоны в продуктивный пласт через обе скважины подают теплоноситель температурой не менее 90°С, но не выше температуры парообразования в пластовых условиях, и давлением, позволяющим произвести гидроразрыв пласта, но не выше давления разрыва покрышки продуктивного пласта, в течение от 1 до 3 сут, после чего переходят под нагнетание пара до закачки не менее 4 т на погонный метр горизонтального ствола каждой скважины с последующей остановкой на термокапиллярную пропитку, при этом в горизонтальном стволе добывающей скважины проводят геофизические исследования для выявления переходных зон между большим и меньшим прогревом, в которых выбирают зону с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м для размещения входа насоса, спускаемого на колонне насосно-компрессорных труб НКТ и оснащенного датчиками давления и температуры на входе, далее закачку пара через нагнетательную скважину возобновляют, а отбор продукции насосом проводят со съемом термограммы вдоль ствола добывающей скважины и замером температуры на приеме насоса, при снижении температуры жидкости ниже максимально допустимой на входе насоса увеличивают закачку пара через нагнетательную скважину, а при повышении температуры на входе насоса снижают закачку пара через нагнетательную скважину и/или переводят насос в периодический режим работы, после стабилизации температуры на уровне максимально допустимой насос переводят в нормальный режим работы.

Недостатками являются высокие эксплуатационные затраты на подготовку и закачку пара в нагнетательную скважину, непроизводительный прогрев пласта, достижение запредельных для работы насоса температур, приводящих к срывам или отказу в работе.

Наиболее близким является способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть (патент № RU 2663528, МПК Е21В 43/24, 47/07, опубл. 07.08.2018 г., бюл. № 22) , включающий строительство нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, спуск в нагнетательную скважину двух колонн насосно-компрессорных труб - НКТ разного диаметра с размещением концов в различных интервалах горизонтального ствола, размещение в добывающей скважине оптоволоконного кабеля и НКТ с электроцентробежным насосом и датчиками температуры на входе в электродвигатель электроцентробежного насоса и в электроцентробежном насосе, регулируемую закачку пара в нагнетательную скважину через колонны НКТ различного диаметра, проведение в добывающей скважине термобарических измерений и посредством оптоволоконного кабеля выявление зоны горизонтального ствола добывающей скважины с различной температурой, определение в одной из выявленных зон интервала с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, в котором размещают электроцентробежный насос, при этом изменением подачи пара через нагнетательную скважину и работой электроцентробежного насоса устанавливают режим работы пары скважин, причем при температуре жидкости на входе, равной максимально допустимой по условиям работы электроцентробежного насоса, поддерживают постоянный режим его работы. При этом в горизонтальном стволе нагнетательной скважины проводят геофизические исследования по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола, после чего в нагнетательной скважине размещают две колонны НКТ, при этом конец колонны меньшего диаметра - в начале горизонтального ствола, а конец колонны большего диаметра в зоне с нефтенасыщенностью более 60%, посредством геофизических исследований в горизонтальном стволе добывающей скважины для установки насоса выявляют переходную зону с температурой между большим и меньшим прогревом, размещают электроцентробежный насос в данной переходной зоне, причем при снижении температуры жидкости ниже максимально допустимой на входе насоса увеличивают закачку пара через нагнетательную скважину, а при повышении температуры на входе насоса снижают закачку пара через нагнетательную скважину и/или переводят насос в периодический режим работы.

Техническими задачами являются снижение энергетических и эксплуатационных затрат на подготовку и закачку теплоносителя в нагнетательную скважину при эксплуатации пары скважин, предотвращение срывов и отказов в работе насоса за счет поддержания насоса в рабочей температурной зоне.

Технические задачи решаются способом эксплуатации скважин, добывающих высоковязкую нефть, с остановкой закачки, включающим строительство горизонтальной нагнетательной скважины и горизонтальной добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, проведение в горизонтальном стволе нагнетательной скважины геофизических исследований по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола, размещение в нагнетательной скважине двух колонн насосно-компрессорных труб - НКТ с размещением конца колонны меньшего диаметра - в начале горизонтального ствола, а конца колонны большего диаметра - в зоне с нефтенасыщенностью более 60%, размещение в добывающей скважине оптоволоконного кабеля и НКТ с насосом и датчиками температуры на входе в электродвигатель насоса и в насосе, регулируемую закачку пара в нагнетательную скважину через колонны НКТ различного диаметра, проведение в добывающей скважине термобарических измерений и посредством этих исследований выявление в горизонтальном стволе добывающей скважины переходной зоны с температурой между большим и меньшим прогревом, определение в выявленной зоне интервала с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, размещение в этой зоне насоса, изменением подачи пара через нагнетательную скважину и работой насоса устанавливают режим работы пары скважин, добиваются постоянного режима работы насоса с расходом, необходимым для поддержания температуры жидкости на приеме насоса близкой, но не более предельно допустимой температуры жидкости на приеме насоса.

Новым является то, что до строительства нагнетательной и добывающей скважин бурят геологоразведочные скважины, далее через них производят опробование залежи, при получении притока нефти проводят ее физико-химический анализ с определением вязкости нефти в пластовых условиях, при достижении или превышении предельной температуры жидкости на приеме насоса закачку пара в нагнетательную скважину останавливают, эксплуатацию добывающей скважины продолжают, при этом постоянно отслеживают изменения температуры на приеме насоса добывающей скважины, закачку пара в нагнетательную скважину возобновляют при снижении температуры: для вязкости нефти более 40001 мПа*с – до 80%, для вязкости нефти 30001-40000 мПа*с – до 75%, для вязкости нефти 22001-30000 мПа*с – до 70%, для вязкости нефти 15000-22000 мПа*с – до 65%, для вязкости нефти менее 15000 мПа*с – до 60%.

Способ осуществляют следующим образом.

До строительства в продуктивном пласте 1 горизонтальных добывающих 2 и нагнетательных 3 скважин бурят геологоразведочные (оценочные) скважины (на фиг. не показаны) для оконтуривания нефтенасыщенной залежи и оценки потенциала промышленной разработки залежи. Далее через них производят опробование залежи и при получении притока нефти проводят ее физико-химический анализ и, в том числе, определяют вязкость нефти в пластовых условиях. Осуществляют строительство в продуктивном пласте 1 с высоковязкой нефтью добывающей скважины 2 и нагнетательной скважины 3, расположенной выше и параллельно добывающей скважине 2. В нагнетательной скважине 3 проводят геофизические исследования по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола. После чего в нагнетательной скважине 3 для закачки пара размещают две колонны НКТ 4 и 5 с разным диаметром, при этом конец колонны 4 меньшего диаметра размещают в начале горизонтального ствола 3, а конец колонны 5 большего диаметра - в зоне с нефтенасыщенностью более 60%. Такое размещение колонн НКТ 4 и 5 позволяет снизить потери тепла при прокачке пара через НКТ 5 большего диаметра в более удаленные от начала горизонтального ствола 3 скважины и создать гидродинамическую связь между парой скважин 2 и 3 в более нефтенасыщенной зоне пласта, что приводит к увеличению нефтеотдачи пласта. Размещают в добывающей скважине 2 оптоволоконный кабель (на фиг. не показано) и НКТ 6 с насосом 7 и датчиками температуры на входе в электродвигатель насоса 7 и в насосе 7. Для осуществления способа используют погружные насосы, применяемые в нефтедобывающей промышленности при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти. Производят закачку пара в нагнетательную скважину 3 через колонны НКТ 4 и 5 различного диаметра. В добывающей скважине 2 проводят термобарические исследования по определению распределения давления и температуры по стволу. Посредством этих исследований в горизонтальном стволе добывающей скважины 2 выявляют переходную зону с температурой между большим и меньшим прогревом и определяют в выявленной зоне интервал с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, в который размещают (спускают) колонну НКТ 6 с насосом 7 и датчиками температуры на входе в электродвигатель насоса 7 и в насосе 7. Изменением подачи пара через нагнетательную скважину 3 и работой насоса 7 устанавливают режим работы пары скважин 2 и 3.

При достижении или превышении предельной температуры жидкости на приеме насоса 7 закачку пара в нагнетательную скважину 3 останавливают, а эксплуатацию добывающей скважины 2 продолжают. При этом постоянно отслеживают изменения температуры на приеме насоса 7 добывающей скважины 2 и снижение ее до значения, определяемого в зависимости от вязкости нефти в пластовых условиях. После этого закачку пара в нагнетательную скважину 3 возобновляют. Зависимость процента, до которого должна быть снижена температура, в зависимости от вязкости нефти приведена в таблице:

Таблица. Зависимость процента, до которого должна быть снижена температура, в зависимости от вязкости нефти

Вязкость нефти, мПа*с Снижение температуры,% более 40001 80 40000-30001 75 30000-22001 70 22000-15000 65 менее 15000 60

Пример конкретного выполнения

До строительства в продуктивном пласте 1 парных горизонтальных добывающих 2 и нагнетательных 3 скважин пробурили геологоразведочные (оценочные) скважины (на фиг. не показаны) для оконтуривания нефтенасыщенной залежи и оценки потенциала промышленной разработки залежи. Далее через них произвели опробование залежи и при получении притока нефти провели ее физико-химический анализ и, в том числе, определили вязкость нефти в пластовых условиях. Вязкость нефти в пластовых условиях составляет 18724 мПа*с (при 8°С).

Осуществили строительство в продуктивном пласте 1 с высоковязкой нефтью добывающей скважины 2 и нагнетательной скважины 3, расположенной выше и параллельно добывающей скважине 2. Добывающая скважина 2 с горизонтальным стволом длиной 519 м на глубине 103 м пробурена долотом диаметром 244,5 мм и обсажена колонной с щелями - щелевым фильтром 8. В добывающей скважине 2 разместили оптоволоконный кабель (на фиг. не показан) и колонну НКТ 6 с насосом, например, электроцентробежным насосом 7 марки ЭЦНАИ5-125-400. Насос 7 ЭЦНАИ5-125-400 оборудован датчиками температуры на входе в электродвигатель электроцентробежного насоса 7 и в электроцентробежном насосе 7.

Нагнетательная скважина 3 с горизонтальным стволом длиной 522 м на глубине 97 м пробурена долотом диаметром 244,5 мм. Горизонтальный ствол нагнетательной скважины 3 обсажен колонной с щелями - щелевым фильтром 9. В нагнетательной скважине 3 провели геофизические исследования по определению нефтенасыщенности вдоль щелевого фильтра 9. С устья в скважину 3 спустили две колонны НКТ 4 и 5. Конец первой колонны 4 диаметром 60 мм спущен в начало горизонтального ствола скважины 3 в пределах эксплуатационной колонны 10. Конец второй колонны 5 диаметром 89 мм спущен во вторую половину скважины 3, в зону щелевого фильтра 8 с нефтенасыщенностью 68%.

После закачки 4332 т пара через нагнетательную скважину 3 со среднесуточным расходом 66 т/сут в НКТ 9 89 мм и 28 т/сут в НКТ 8 60 мм и 3425 т пара в добывающую скважину 2 со среднесуточным расходом 73 т/сут в добывающей скважине 2 провели геофизические исследования по определению распределения давления и температуры вдоль щелевого фильтра 3. Посредством этих исследований в горизонтальном стволе добывающей скважины 2 выявили переходную зону (на фиг. не показана) с температурой между большим 137°С и меньшим 113°С прогревом, и определили в выявленной зоне интервал с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, в который переместили электроцентробежный насос 7 при помощи колонны НКТ 6. Продолжили закачивать пар с расходом 66 т/сут в НКТ 5 89 мм и 30 т/сут в НКТ 4 60 мм через нагнетательную скважину 3, а пластовую продукцию из добывающей скважины 2 отбирали электроцентробежным насосом 7 с режимом отбора 88 т/сут. Замерили температуру на входе электроцентробежного насоса 7. Допустимая температура на приеме данного электроцентробежного насоса 7 составила 128,6°С.

Добиваются постоянного режима работы электроцентробежного насоса 7 с необходимым расходом для поддержания температуры жидкости на приеме электроцентробежного насоса 7 близкой, но не более 128,6°С, изменяя режим отбора и закачки пара.

Через 7 месяцев эксплуатации на постоянном режиме зафиксировали повышение температуры на приеме (в районе) электроцентробежного насоса 7 более 128,6°С. Остановили закачку пара в нагнетательной скважине 3, продолжили эксплуатацию добывающей скважины 2. Постоянно отслеживали снижение температуры на приеме насоса 7. Зная вязкость нефти в пластовых условиях определили значение температуры (определяемого в зависимости от вязкости нефти в пластовых условиях, процент снижения равен 65%), до которого необходимо ее снизить. В течение 2,5 месяцев температура на приеме насоса 7 снизилась с 128°С до 83°С. Закачку пара в нагнетательную скважину 3 возобновили.

Экономия энергии на закачку и прогрев пласта 1 составила около 7120 т пара. Срыв подачи продукции на вход насоса 7 и перегрев насоса 7 не наблюдались. Уровень добычи жидкости и нефти соизмерим с аналогичными скважинами, работающими по технологии, описанной в наиболее близком аналоге.

Предлагаемый способ эксплуатации скважин, добывающих высоковязкую нефть, с остановкой закачки позволяет снизить энергетические и эксплуатационные затраты на подготовку и закачку теплоносителя в нагнетательную скважину при эксплуатации пары скважин, а также предотвратить срывы и отказы в работе насоса за счет поддержания насоса в рабочей температурной зоне.

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. Способ эксплуатации скважин для добычи высоковязкой нефти с остановкой закачки включает строительство горизонтальной нагнетательной скважины и горизонтальной добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, проведение в горизонтальном стволе нагнетательной скважины геофизических исследований по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола, размещение в нагнетательной скважине двух колонн насосно-компрессорных труб - НКТ с размещением конца колонны меньшего диаметра - в начале горизонтального ствола, а конца колонны большего диаметра - в зоне с нефтенасыщенностью более 60%, размещение в добывающей скважине оптоволоконного кабеля и НКТ с насосом и датчиками температуры на входе в электродвигатель насоса и в насосе, регулируемую закачку пара в нагнетательную скважину через колонны НКТ различного диаметра, проведение в добывающей скважине термобарических измерений и посредством этих исследований выявление в горизонтальном стволе добывающей скважины переходной зоны с температурой между большим и меньшим прогревом, определение в выявленной зоне интервала с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, размещение в этой зоне насоса, изменением подачи пара через нагнетательную скважину и работой насоса устанавливают режим работы пары скважин, добиваются постоянного режима работы насоса с расходом, необходимым для поддержания температуры жидкости на приеме насоса близкой, но не более предельно допустимой температуры жидкости на приеме насоса. До строительства нагнетательной и добывающей скважин бурят геологоразведочные скважины, далее через них производят опробование залежи. При получении притока нефти проводят ее физико-химический анализ с определением вязкости нефти в пластовых условиях. При достижении или превышении предельной температуры жидкости на приеме насоса закачку пара в нагнетательную скважину останавливают, эксплуатацию добывающей скважины продолжают. При этом постоянно отслеживают изменения температуры на приеме насоса добывающей скважины, закачку пара в нагнетательную скважину возобновляют при снижении температуры: для вязкости нефти более 40001 мПа*с – до 80%, для вязкости нефти 30001-40000 мПа*с – до 75%, для вязкости нефти 22001-30000 мПа*с – до 70%, для вязкости нефти 15000-22000 мПа*с – до 65%, для вязкости нефти менее 15000 мПа*с – до 60%. 1 табл., 1 пр., 1 ил.

Способ эксплуатации скважин для добычи высоковязкой нефти с остановкой закачки, включающий строительство горизонтальной нагнетательной скважины и горизонтальной добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, проведение в горизонтальном стволе нагнетательной скважины геофизических исследований по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола, размещение в нагнетательной скважине двух колонн насосно-компрессорных труб - НКТ с размещением конца колонны меньшего диаметра - в начале горизонтального ствола, а конца колонны большего диаметра - в зоне с нефтенасыщенностью более 60%, размещение в добывающей скважине оптоволоконного кабеля и НКТ с насосом и датчиками температуры на входе в электродвигатель насоса и в насосе, регулируемую закачку пара в нагнетательную скважину через колонны НКТ различного диаметра, проведение в добывающей скважине термобарических измерений и посредством этих исследований выявление в горизонтальном стволе добывающей скважины переходной зоны с температурой между большим и меньшим прогревом, определение в выявленной зоне интервала с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, размещение в этой зоне насоса, изменением подачи пара через нагнетательную скважину и работой насоса устанавливают режим работы пары скважин, добиваются постоянного режима работы насоса с расходом, необходимым для поддержания температуры жидкости на приеме насоса близкой, но не более предельно допустимой температуры жидкости на приеме насоса, отличающийся тем, что до строительства нагнетательной и добывающей скважин бурят геологоразведочные скважины, далее через них производят опробование залежи, при получении притока нефти проводят ее физико-химический анализ с определением вязкости нефти в пластовых условиях, при достижении или превышении предельной температуры жидкости на приеме насоса закачку пара в нагнетательную скважину останавливают, эксплуатацию добывающей скважины продолжают, при этом постоянно отслеживают изменения температуры на приеме насоса добывающей скважины, закачку пара в нагнетательную скважину возобновляют при снижении температуры: для вязкости нефти более 40001 мПа*с – до 80%, для вязкости нефти 30001-40000 мПа*с – до 75%, для вязкости нефти 22001-30000 мПа*с – до 70%, для вязкости нефти 15000-22000 мПа*с – до 65%, для вязкости нефти менее 15000 мПа*с – до 60%.