Способ эксплуатации пары скважин для добычи высоковязкой нефти Российский патент 2021 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 эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть (патент RU №2584437, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №14 от 20.05.2016), включающий закачку пара через горизонтальную скважину, отбор пластовой продукции через горизонтальную добывающую скважину, расположенную ниже и параллельно нагнетательной скважине, причем в нагнетательную скважину спускают две колонны насосно-компрессорных труб разного диаметра, конец колонны большего диаметра размещают в начале горизонтального ствола, конец колонны меньшего диаметра размещают в конце горизонтального ствола, в добывающей скважине размещают оптоволоконный кабель и колонну насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом и датчиками температуры на входе в электродвигатель электроцентробежного насоса и в электроцентробежном насосе, через нагнетательную скважину закачивают пар и проводят термобарометрические измерения, посредством оптоволоконного кабеля выявляют зоны горизонтального ствола добывающей скважины с наибольшей температурой, среди выявленных зон определяют зону с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, в определенной зоне размещают электроцентробежный насос, изменением подачи пара через нагнетательную скважину и периодичностью работы электроцентробежного насоса устанавливают режим работы пары скважин, при котором электроцентробежный насос работает в постоянном режиме при температуре перекачиваемой пластовой продукции, равной максимально допустимой для электроцентробежного насоса.

Наиболее близким является способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть (патент RU №2663528, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №22 от 07.08.2018), 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, причем 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.

Недостатками обоих способов являются падение пластового давления на участке продуктивного пласта, эксплуатируемом парой скважин, характерное для залежей высоковязкой нефти с низкой пьезопроводностью пласта, вследствие создания замкнутой системы - гидродинамически ограниченной зоны в пределах паровой камеры, а также значительного уменьшения объемов закачиваемого пара при его конденсации в холодном пласте, при этом сама паровая камера опускается постепенно до добывающей скважины, вызывая перегрев глубинно-насосного оборудования, при этом приходится снижать объемы закачиваемого пара, что дополнительно снижает пластовое давление и дебиты по нефти.

Технической задачей заявляемого способа являются повышение и стабилизация пластового давления на уровне необходимом для поддержания паровой камеры над стволом добывающей скважины и сохранение продуктивности работы пары скважин с постоянным расходом закачки пара через нагнетательную скважину и отбора жидкости через добывающую.

Техническая задача решается способом эксплуатации пары скважин для добычи высоковязкой нефти, включающим строительство нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине в пределах продуктивного пласта, причем горизонтальный ствол каждой скважины обсажен колоннами с щелями - щелевым фильтром, спуск в нагнетательную скважину двух колонн насосно-компрессорных труб - НКТ, причем конец первой колонны НКТ спускают до щелевого фильтра, а конец второй колонны НКТ - во вторую половину горизонтального ствола, спуск в добывающую скважину одной колонны НКТ в центральную зону щелевого фильтра, закачку пара в нагнетательную и добывающую скважины, выдержку скважин для капиллярной пропитки и остывания забоя добывающей скважины, проведение в добывающей скважине геофизических исследований по определению распределения давления и температуры по стволу, размещение в добывающей скважине оптоволоконного кабеля и НКТ с электроцентробежным насосом с датчиками температуры, закачку пара в две колонны НКТ нагнетательной скважины и отбор из добывающей скважины, замер температуры на входе насоса, установление постоянного режима работы насоса с расходом, необходимым для поддержания температуры жидкости на приеме насоса, близкой к максимально допустимой.

Новым является то, что перед спуском в скважину колонн НКТ осуществляют проведение в обеих скважинах геофизических исследований по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола, температуры и начального давления продуктивного пласта, толщины и свойств покрышки продуктивного пласта для определения максимально допустимого давления закачки теплоносителя, а после спуска колонн НКТ в обе скважины производят выбор из вскрывших продуктивный пласт близлежащих скважин контрольных, которые оснащают датчиками давления для периодического измерения пластового давления после установления постоянного режима работы насоса, при падении пластового давления более 30% от начального в течение 2-5 месяцев производят остановку отбора жидкости на добывающей скважине с одновременной форсированной закачкой пара в нагнетательную скважину с максимально допустимым давлением закачки на устье нагнетательной скважины, при котором не происходит разрыва покрышки продуктивного пласта, после чего скважины возвращают к постоянному режиму отбора продукции через добывающую скважину и закачки пара через нагнетательную скважину.

Способ эксплуатации пары скважин для добычи высоковязкой нефти включает строительство нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине в пределах продуктивного пласта. Осуществляют спуск в обе скважины колонн насосно-компрессорных труб (НКТ). Из вскрывших продуктивный пласт скважин выбирают контрольные, которые оснащают датчиками давления. Перед началом эксплуатации скважин проводят исследования пластового давления продуктивного пласта, толщины и свойств покрышки продуктивного пласта для определения максимально допустимого давления закачки теплоносителя. Осуществляют регулируемую закачку пара в обе скважины через колонны НКТ. Проводят в добывающей скважине геофизические исследования по определению распределения давления и температуры по стволу. Размещают в добывающей скважине оптоволоконного кабеля и НКТ с насосом и датчиками температуры и давления. Устанавливают постоянный режим работы пары скважин изменением подачи пара через нагнетательную скважину и изменением частоты работы насоса при температуре жидкости на входе насоса не выше максимально допустимой по условиям работы насоса. В процессе эксплуатации осуществляют периодические измерения пластового давления через контрольные скважины. При падении пластового давления более 30% от начального в течение 2-5 месяцев (определено эмпирическим путем, чем толще пласт, тем больше времени нужно для восстановления) производят остановку отбора жидкости из добывающей скважины с одновременной форсированной закачкой пара в нагнетательную скважину с давлением, при котором не происходит разрыва покрышки продуктивного пласта. После чего скважины возвращают к постоянному режиму отбора продукции через добывающую скважину и закачки пара через нагнетательную скважину.

Пример конкретного выполнения.

Эксплуатируют пару скважин на залежи высоковязкой нефти Ашальчинского месторождения. Вязкость нефти составляет 27350⋅10^-6 м²/с (при 8°С).

На участке продуктивного пласта 1 пробурена пара горизонтальных скважин. Добывающая скважина с горизонтальным стволом длиной 471 м на глубине 131 м пробурена долотом диаметром 244,5 мм, забой скважины на глубине 729 м. Горизонтальный ствол добывающей скважины обсажен колонной с щелями - щелевым фильтром диаметром 168 мм. Нагнетательная скважина с горизонтальным стволом длиной 487 м на глубине 126 м пробурена долотом диаметром 244,5 мм, забой скважины на глубине 742 м. Горизонтальный ствол нагнетательной скважины обсажен щелевым фильтром диаметром 168 мм. Среднее расстояние по вертикали между скважинами составило h=5 м. В обеих скважинах проводят геофизические исследования по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола, температуры и начального давления пласта, которое составило 4,4 атм. Проводят исследования пластового давления продуктивного пласта, толщины и свойств покрышки продуктивного пласта для определения максимально допустимого давления закачки теплоносителя, которое составило 18 атм. С устья нагнетательной скважины спускают две колонны НКТ. В нагнетательной скважине конец первой колонны НКТ диаметром 60 мм спускают в эксплуатационную колонну до фильтра, конец второй колонны НКТ диаметром 89 мм спускают во вторую половину горизонтального ствола. В добывающую скважину спускают одну колонну НКТ диаметром 89 мм в центральную зону фильтра. Из вскрывших продуктивный пласт близлежащих скважин выбирают контрольные, которые оснащают датчиками давления. Далее осуществляют освоение скважин закачкой пара объемом 4100 тонн в нагнетательную скважину и 3020 тонн в добывающую скважину, после чего останавливают закачку пара и выдерживают пару скважин для термокапиллярной пропитки и остывания забоя добывающей скважин в течение 19 суток. Далее в добывающей скважине проводят геофизические исследования с целью определения распределения давления и температуры по стволу и размещают оптоволоконный кабель и колонну НКТ с электроцентробежным насосом марки ЭЦН5А-160-300. Насос ЭЦН5А-160-300 оборудован датчиками температуры на входе в электродвигатель электроцентробежного насоса и в электроцентробежном насосе. Продолжают закачивать пар с расходом 60 т/сут в НКТ 89 мм и 25 т/сут в НКТ 60 мм через нагнетательную скважину, а пластовую продукцию из добывающей скважины отбирают электроцентробежным насосом с режимом отбора 110 т/сут, с дебитом по нефти 15 т/сут. Замеряют температуру на входе электроцентробежного насоса. Допустимая температура на приеме данного электроцентробежного насоса составляет 128,6°С. Добиваются постоянного режима работы электроцентробежного насоса с необходимым расходом для поддержания температуры жидкости на приеме электроцентробежного насоса близкой, но не более 128,6°С. Периодически через контрольный фонд скважин данного продуктивного пласта осуществляют измерения пластового давления через контрольные скважины. После 6 лет эксплуатации пластовое давление падает до 2,8 атм, при этом начинает подниматься значения температуры по данным термограмм, замеряемых оптоволоконным кабелем вдоль горизонтального ствола добывающей скважины, что приводит к срыву работы насоса из-за перегрева, необходимости снижать закачку пара, в свою очередь приводит к дальнейшему снижению пластового давления и падению уровня жидкости в скважине и, соответственно, продуктивности работы скважины.

Для восстановления пластового давления остановили отбор жидкости через добывающую скважину и запустили закачку пара с максимально допустимым давлением закачки на устье нагнетательной скважины - 18 атм. В течение 5 месяцев осуществляли закачку пара с суточным расходом около 160 т/сут, после чего пластовое давление достигло значения 4 атм. Далее запустили на отбор добывающую скважину в прежнем режиме 110 т/сут, и закачку в нагнетательную снизили до 85-90 т/сут. По результатам работы скважин в течение следующего года отмечалось восстановление прежней продуктивности, значения термограмм вдоль добывающей скважины отмечались на прежних значениях около 80-90°С, дебит по нефти через 3 месяца постепенно достиг значения 13-15 т/сут.

Предлагаемый способ эксплуатации пары скважин для добычи высоковязкой нефти позволяет повысить и стабилизировать пластовое давление на уровне необходимом для поддержания паровой камеры над стволом добывающей скважины и сохранить продуктивность работы пары скважин с постоянным расходом закачки пара через нагнетательную скважину и отбора жидкости через добывающую.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти. Технический результат - повышение и стабилизация пластового давления на уровне необходимом для поддержания паровой камеры над стволом добывающей скважины, сохранение продуктивности работы скважин. Способ эксплуатации пары скважин для добычи высоковязкой нефти включает строительство нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине в пределах продуктивного пласта, причем горизонтальный ствол каждой скважины обсажен колоннами с щелями - щелевым фильтром, спуск в нагнетательную скважину двух колонн насосно-компрессорных труб - НКТ, причем конец первой колонны НКТ спускают до щелевого фильтра, а конец второй колонны НКТ - во вторую половину горизонтального ствола, спуск в добывающую скважину одной колонны НКТ в центральную зону щелевого фильтра, закачку пара в нагнетательную и добывающую скважины, выдержку скважин для капиллярной пропитки и остывания забоя добывающей скважины, проведение в добывающей скважине геофизических исследований по определению распределения давления и температуры по стволу, размещение в добывающей скважине оптоволоконного кабеля и НКТ с электроцентробежным насосом с датчиками температуры, закачку пара в две колонны НКТ нагнетательной скважины и отбор из добывающей скважины, замер температуры на входе насоса, установление постоянного режима работы насоса с расходом, необходимым для поддержания температуры жидкости на приеме насоса, близкой к максимально допустимой. При этом перед спуском в скважину колонн НКТ осуществляют проведение в обеих скважинах геофизических исследований по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола, температуры и начального давления продуктивного пласта, толщины и свойств покрышки продуктивного пласта для определения максимально допустимого давления закачки теплоносителя. После спуска колонн НКТ в обе скважины производят выбор из вскрывших продуктивный пласт близлежащих скважин контрольных, которые оснащают датчиками давления для периодического измерения пластового давления. После установления постоянного режима работы насоса, при падении пластового давления более 30% от начального в течение 2-5 месяцев производят остановку отбора жидкости из добывающей скважины с одновременной форсированной закачкой пара в нагнетательную скважину с максимально допустимым давлением закачки на устье нагнетательной скважины, при котором не происходит разрыва покрышки продуктивного пласта. После чего скважины возвращают к постоянному режиму отбора продукции через добывающую скважину и закачки пара через нагнетательную скважину. 1 пр.

Способ эксплуатации пары скважин для добычи высоковязкой нефти, включающий строительство нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине в пределах продуктивного пласта, причем горизонтальный ствол каждой скважины обсажен колоннами с щелями - щелевым фильтром, спуск в нагнетательную скважину двух колонн насосно-компрессорных труб - НКТ, причем конец первой колонны НКТ спускают до щелевого фильтра, а конец второй колонны НКТ - во вторую половину горизонтального ствола, спуск в добывающую скважину одной колонны НКТ в центральную зону щелевого фильтра, закачку пара в нагнетательную и добывающую скважины, выдержку скважин для капиллярной пропитки и остывания забоя добывающей скважины, проведение в добывающей скважине геофизических исследований по определению распределения давления и температуры по стволу, размещение в добывающей скважине оптоволоконного кабеля и НКТ с электроцентробежным насосом с датчиками температуры, закачку пара в две колонны НКТ нагнетательной скважины и отбор из добывающей скважины, замер температуры на входе насоса, установление постоянного режима работы насоса с расходом, необходимым для поддержания температуры жидкости на приеме насоса, близкой к максимально допустимой, отличающийся тем, что перед спуском в скважину колонн НКТ осуществляют проведение в обеих скважинах геофизических исследований по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола, температуры и начального давления продуктивного пласта, толщины и свойств покрышки продуктивного пласта для определения максимально допустимого давления закачки теплоносителя, а после спуска колонн НКТ в обе скважины производят выбор из вскрывших продуктивный пласт близлежащих скважин контрольных, которые оснащают датчиками давления для периодического измерения пластового давления, после установления постоянного режима работы насоса, при падении пластового давления более 30% от начального в течение 2-5 месяцев производят остановку отбора жидкости из добывающей скважины с одновременной форсированной закачкой пара в нагнетательную скважину с максимально допустимым давлением закачки на устье нагнетательной скважины, при котором не происходит разрыва покрышки продуктивного пласта, после чего скважины возвращают к постоянному режиму отбора продукции через добывающую скважину и закачки пара через нагнетательную скважину.