Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть Российский патент 2023 года по МПК E21B43/00 E21B43/16 E21B43/24 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения высоковязкой и битумной нефти.

Известен способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть (патент RU № 2695478, МПК Е21В 43/24, Е21В 7/04, Е21В 47/06, опубл. 23.07.2019 г.), включающий строительство с фильтровыми частями в соответствующих горизонтальных стволах добывающей скважины и нагнетательной скважины, расположенной ниже и параллельно добывающей 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, при этом конец колонны НКТ меньшего диаметра размещают в начале горизонтального ствола, а конец колонны НКТ большего диаметра в зоне с нефтенасыщенностью более 60 %, регулируемую закачку пара в нагнетательную скважину через колонны НКТ различного диаметра, а посредством геофизических исследований в горизонтальном стволе добывающей скважины выявляют переходную зону с температурой между большим и меньшим прогревом, из которой осуществляют отбор электроцентробежным насосом, 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, причем перед спуском в нагнетательную скважину в колонне НКТ большего диаметра оснащают одну или несколько муфт одним или двумя отверстиями, располагаемыми по периметру равномерно, отверстия во время спуска размещают в районе середины фильтровой части для создания дополнительной точки или нескольких точек закачки пара для равномерного прогрева вдоль всего горизонтального ствола скважины и большего охвата пласта, при этом муфты с 2-мя отверстиями используют при объеме закачки пара не менее 120 т/сут в НКТ большего диаметра, причем при длине фильтровой части менее 500 м спускают одну муфту с отверстием или 2-мя отверстиями примерно 6 мм, при длине 500-700 м спускают одну муфту с отверстием или 2-мя отверстиями примерно 8 мм, при длине фильтровой части более 700 м спускают 2 муфты с отверстием или 2-мя отверстиями 8 мм и расстоянием между данными муфтами не менее 100 м, в добывающую скважину спускают насос с хвостовиком, сообщенным с входом насоса, вход хвостовика размещают в переходной температурной зоне, а насос - за пределами фильтровой части горизонтального ствола добывающей скважины.

Недостатками данного способа эксплуатации являются высокая вероятность парогазопроявления на устье нагнетательной скважины на этапе эксплуатации во время проведения, текущего или капитального ремонта скважины, негативное влияние высокой температуры парогазовой смеси, находящейся в межтрубном пространстве, на цементную крепь. При этом также происходит уход тепла в нецелевой объект эксплуатации.

Наиболее близким является способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть (патент RU № 2584437, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.05.2016 г.), 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 (термические) 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.

При добыче высоковязкой нефти парогравитационным воздействием стремятся к максимальному разогреву и снижению вязкости нефти, что обеспечивает максимальный дебит скважин. Однако при этом разогрев в стволе горизонтальной скважины происходит неравномерно в связи с тем, что закачиваемый пар охлаждается по мере прохождения по стволу скважины. Как правило, на "пятке" температура существенно выше, чем на "носке" скважины. Из-за этого насосное оборудование начинает работать с перегревом и выходит из строя. В свою очередь это приводит к остановке скважины, необходимости ремонта насоса и потерям нефти.

Техническими задачами являются повышение эффективности способа эксплуатации скважины на залежах высоковязкой нефти за счет исключения перегрева и выхода из строя насосного оборудования, повышение дебита добывающих скважин за счет смещения точки отбора в интервал с оптимальной температурой жидкости, а также исключение прорыва пара.

Технические задачи решаются способом эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, включающим закачку пара через горизонтальную нагнетательную скважину, отбор пластовой продукции через горизонтальную добывающую скважину, расположенную ниже и параллельно нагнетательной скважине, спуск в нагнетательную скважину двух колонн насосно-компрессорных труб разного диаметра, размещение конца колонны большего диаметра в начале горизонтального ствола, конца колонны меньшего диаметра в конце горизонтального ствола, размещение в добывающей скважине оптоволоконного кабеля и колонны насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом и датчиками температуры на входе в электродвигатель электроцентробежного насоса и в электроцентробежном насосе, закачку пара через нагнетательную скважину, проведение термических измерений посредством оптоволоконного кабеля.

Новым является то, что в результате термических измерений по стволу добывающей скважины ежемесячно выявляют зону горизонтального ствола добывающей скважины с температурой, превышающей 125°С, при выявлении такой зоны останавливают закачку пара, извлекают из добывающей скважины электроцентробежный насос и оптоволоконный кабель, выбирают хвостовик с длиной, позволяющей расположить его окончание с входом в фильтровую колонну добывающей скважины на расстояние 100-400 м, и пакер с возможностью его дальнейшей установки до фильтровой колонны добывающей скважины, устанавливают пакер на хвостовик, спускают в добывающую скважину хвостовик с установленным на него пакером, далее в добывающую скважину спускают электроцентробежный насос до интервала расположения установленного пакера с хвостовиком, запускают добывающую скважину на отбор пластовой продукции, а в нагнетательную скважину возобновляют закачку пара.

На фиг. 1 представлена последовательность осуществления способа.

На фиг. 2 представлена температурная кривая.

Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, осуществляют следующим образом.

При добыче высоковязкой нефти парогравитационным воздействием стремятся к максимальному разогреву и снижению вязкости нефти, что обеспечивает максимальный дебит скважин. Однако при этом насосное оборудование начинает работать с перегревом и выходит из строя. Занижение температуры нефти приводит к потерям дебита. Отсутствие контроля температуры в добывающих скважинах приводит или к перегреву скважины и выходу из строя глубинно-насосного оборудования или к недогреву и потерям дебита нефти.

На залежи 1 (см. фиг.1) высоковязкой нефти при эксплуатации пары скважин – горизонтальной добывающей 2 и горизонтальной нагнетательной 3 скважин, добывающих высоковязкую нефть, в нагнетательную скважину 3 спускают две колонны насосно-компрессорных труб разного диаметра (на фиг.1, 2 не показано). Конец колонны большего диаметра размещают в начале горизонтального ствола, конец колонны меньшего диаметра размещают в конце горизонтального ствола.

В добывающей скважине 2 размещают оптоволоконный кабель (на фиг. 1,2 не показан) и колонну насосно-компрессорных труб (на фиг. 1, 2 не показана) с электроцентробежным насосом (ЭЦН) 4, снабженным датчиками температуры на входе в электродвигатель ЭЦН 4 и в ЭЦН 4. Через нагнетательную скважину 3 закачивают пар и проводят термические измерения по стволу добывающей скважины 2 посредством оптоволоконного кабеля.

В результате термических измерений по стволу добывающей скважины строят температурную кривую (фиг. 2) и выявляют зону горизонтального ствола добывающей скважины 2 (фиг. 1) с температурой, превышающей 125 °С (при таких температурах высока вероятность перегрева и выхода из строя насосного оборудования). В основном такая зона с высокой температурой располагается в «пяточной части» добывающей скважины 2.

При выявлении зоны с температурой, превышающей 125 °С, останавливают закачку пара в нагнетательную скважину 3. Извлекают из добывающей скважины 2 ЭЦН 4 и оптоволоконный кабель. Выбирают хвостовик 5 длиной, позволяющей расположить его окончание с входом в фильтровую колонну (на фиг. 1, 2 не показано) добывающей скважины 2 на расстояние 100-400 м (расстояние, на которое вводят окончание хвостовика в фильтровую колонну), и выбирают пакер 6 с возможностью его дальнейшей установки до расположения фильтровой колонны добывающей скважины 2. Расстояние 100-400 м, на которое вводят окончание хвостовика 5 в фильтровую колонну добывающей скважины 2, зависит от величины температуры выявленной зоны горизонтального ствола добывающей скважины. Чем выше температура, тем больше расстояние.

Устанавливают пакер 6 на хвостовик 5. Затем в добывающую скважину 2 спускают хвостовик 5 с установленным на него пакером 6 с возможностью размещения окончания хвостовика 5 с входом в фильтровую колонну добывающей скважины 2 и установки пакера 5 до фильтровой колонны добывающей скважины 2 (эта зона соответствует зоне с температурой, не превышающей 90 °С).

После этого спускают в добывающую скважину 2 электроцентробежный насос 4 до интервала расположения установленного пакера 6 с хвостовиком 5. Запускают добывающую скважину 2 на отбор пластовой продукции, а в нагнетательную скважину 3 возобновляют закачку пара.

Таким образом, отбор пластовой продукции происходит из зоны с оптимальной температурой, исключающий перегрев ЭЦН.

Примеры конкретного выполнения.

Пример 1

На Михайловской залежи битума, находящейся на глубине 170 м, залежь представлена однородным пластом 3 со средней эффективной нефтенасыщенной толщиной Н2 = 10 м, пластовой температурой 8°С, давлением 0,44 МПа, нефтенасыщенностью 0,50 д. ед., пористостью 31%, проницаемостью 2,847 мкм2, плотностью битума в пластовых условиях 979 кг/м3, вязкостью 13011 мПа·с, произвели строительство расположенных друг над другом горизонтальных добывающей и нагнетательной скважин. В нагнетательную скважину спустили две колонны насосно-компрессорных труб разного диаметра. Конец колонны большего диаметра разместили в начале горизонтального ствола, конец колонны меньшего диаметра в конце горизонтального ствола. Далее выполнили работы по первоначальному прогреву скважин с закачкой пара в обе скважины и остановкой на термокапиллярную пропитку.

После этого в добывающей скважине разместили оптоволоконный кабель и колонну насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом, эксплуатировали скважину путем закачки теплоносителя (пара) в нагнетательную скважину и отбором пластовой продукции через добывающую скважину. При помощи оптоволоконного кабеля ежемесячно производили термические измерения, замер температуры в добывающей скважине с построением температурной кривой. По температурной кривой выявили зону с высокой температурой 126 °С, при которой работа электроцентробежного насоса невозможна. После выявления такой зоны (выявляется по термограмме) извлекли электроцентробежный насос и оптоволоконный кабель, затем спустили в добывающую скважину хвостовик с пакером. Разместили окончание хвостовика длиной 100 м с входом в фильтровую колонну (длина фильтровой колонны - 600 м) и установили пакер до фильтровой колонны добывающей скважины на участке скважины с температурой 75-89 °С. Далее спустили электроцентробежный насос на расстояние 30 м до установленного пакера с хвостовиком и запустили добывающую скважину на отбор пластовой жидкости, а в нагнетательную возобновили закачку пара.

Температура добываемой жидкости на приеме насоса снизилась до 100 °С, дебит увеличился с 5 т/сут до 50 т/сут.

Пример 2

На Михайловской залежи битума, находящейся на глубине 170 м, залежь представлена однородным пластом 3 со средней эффективной нефтенасыщенной толщиной Н2 = 10 м, пластовой температурой 8°С, давлением 0,44 МПа, нефтенасыщенностью 0,50 д. ед., пористостью 31%, проницаемостью 2,847 мкм2, плотностью битума в пластовых условиях 979 кг/м3, вязкостью 13011 мПа·с, произвели строительство расположенных друг над другом горизонтальных добывающей и нагнетательной скважин. В нагнетательную скважину спустили две колонны насосно-компрессорных труб разного диаметра. Конец колонны большего диаметра разместили в начале горизонтального ствола, конец колонны меньшего диаметра в конце горизонтального ствола. Далее выполнили работы по первоначальному прогреву скважин с закачкой пара в обе скважины и остановкой на термокапиллярную пропитку.

После этого в добывающей скважине разместили оптоволоконный кабель и колонну насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом, эксплуатировали скважину путем закачки теплоносителя (пара) в нагнетательную скважину и отбором пластовой продукции через добывающую скважину. При помощи оптоволоконного кабеля ежемесячно производили термические измерения, замер температуры в добывающей скважине с построением температурной кривой. По температурной кривой выявили зону с высокой температурой 130 °С, при которой работа электроцентробежного насоса невозможна. После выявления такой зоны (выявляется по термограмме) извлекли электроцентробежный насос и оптоволоконный кабель, затем спустили в добывающую скважину хвостовик с пакером. Разместили окончание хвостовика длиной 225 м с входом в фильтровую колонну (длина фильтровой колонны - 720 м) и установили пакер до фильтровой колонны добывающей скважины, на участке скважины с температурой 71-89 °С. Далее спустили электроцентробежный насос на расстояние 30 м до установленного пакера с хвостовиком и запустили добывающую скважину на отбор пластовой жидкости, а в нагнетательную возобновили закачку пара.

Температура добываемой жидкости на приеме насоса снизилась до 100 °С, дебит увеличился с 3 т/сут до 48 т/сут.

Пример 3

На Михайловской залежи битума, находящейся на глубине 170 м, залежь представлена однородным пластом 3 с средней эффективной нефтенасыщенной толщиной Н2 = 10 м, пластовой температурой 8°С, давлением 0,44 МПа, нефтенасыщенностью 0,50 д. ед., пористостью 31%, проницаемостью 2,847 мкм2, плотностью битума в пластовых условиях 979 кг/м3, вязкостью 13011 мПа·с, произвели строительство расположенных друг над другом горизонтальных добывающей и нагнетательной скважин. В нагнетательную скважину спустили две колонны насосно-компрессорных труб разного диаметра. Конец колонны большего диаметра разместили в начале горизонтального ствола, конец колонны меньшего диаметра в конце горизонтального ствола. Далее выполнили работы по первоначальному прогреву скважин с закачкой пара в обе скважины и остановкой на термокапиллярную пропитку.

После этого в добывающей скважине разместили оптоволоконный кабель и колонну насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом, эксплуатировали скважину путем закачки теплоносителя (пара) в нагнетательную скважину и отбором пластовой продукции через добывающую скважину. При помощи оптоволоконного кабеля ежемесячно производили термические измерения, замер температуры в добывающей скважине с построением температурной кривой. По температурной кривой выявили зону с высокой температурой 135 °С, при которой работа электроцентробежного насоса невозможна. После выявления такой зоны (выявляется по термограмме) извлекли электроцентробежный насос и оптоволоконный кабель, затем спустили в добывающую скважину хвостовик с пакером. Разместили окончание хвостовика длиной 400 м с входом в фильтровую колонну (длина фильтровой колонны - 758 м) и установили пакер до фильтровой колонны добывающей скважины, на участке скважины с температурой 77-89 °С. Далее спустили электроцентробежный насос на расстояние 15 м до установленного пакера с хвостовиком и запустили добывающую скважину на отбор пластовой жидкости, а в нагнетательную возобновили закачку пара.

Температура добываемой жидкости на приеме насоса снизилась до 100 °С, дебит увеличился с 7 т/сут до 52 т/сут.

Применение предлагаемого способа позволяет повысить эффективность способа эксплуатации скважины на залежах высоковязкой нефти путем снижения температуры добываемой продукции и таким образом исключить перегрев, выход из строя насосного оборудования, прорыв пара, позволяет уменьшить негативное влияние притока жидкости из перегретого интервала, а также повысить дебит добывающих скважин за счет смещения точки отбора в интервал с оптимальной температурой жидкости.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения высоковязкой и битумной нефти. Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, включает закачку пара через горизонтальную нагнетательную скважину, отбор пластовой продукции через горизонтальную добывающую скважину, расположенную ниже и параллельно нагнетательной скважине. Осуществляют спуск в нагнетательную скважину двух колонн насосно-компрессорных труб (НКТ) разного диаметра. Размещают конец колонны большего диаметра в начале горизонтального ствола, конец колонны меньшего диаметра - в конце горизонтального ствола. Размещают в добывающей скважине оптоволоконный кабель и колонну НКТ с электроцентробежным насосом и датчиками температуры на входе в электродвигатель электроцентробежного насоса и в электроцентробежном насосе. Закачивают пар через нагнетательную скважину, проводят термические измерения посредством оптоволоконного кабеля. При этом в результате термических измерений по стволу добывающей скважины ежемесячно выявляют зону горизонтального ствола добывающей скважины с температурой, превышающей 125°С. При выявлении такой зоны останавливают закачку пара. Извлекают из добывающей скважины электроцентробежный насос и оптоволоконный кабель. Выбирают хвостовик с длиной, позволяющей расположить его окончание с входом в фильтровую колонну добывающей скважины на расстояние 100-400 м, и пакер с возможностью его дальнейшей установки до фильтровой колонны добывающей скважины. Устанавливают пакер на хвостовик. Спускают в добывающую скважину хвостовик с установленным на него пакером. Далее в добывающую скважину спускают электроцентробежный насос до интервала расположения установленного пакера с хвостовиком. Запускают добывающую скважину на отбор пластовой продукции, а в нагнетательную скважину возобновляют закачку пара. Техническим результатом является повышение эффективности способа путем снижения температуры добываемой продукции и исключение перегрева, выхода из строя насосного оборудования, прорыва пара, снижение негативного влияния притока жидкости из перегретого интервала, а также повышение дебита добывающих скважин за счет смещения точки отбора в интервал с оптимальной температурой жидкости. 2 ил.

Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, включающий закачку пара через горизонтальную нагнетательную скважину, отбор пластовой продукции через горизонтальную добывающую скважину, расположенную ниже и параллельно нагнетательной скважине, спуск в нагнетательную скважину двух колонн насосно-компрессорных труб разного диаметра, размещение конца колонны большего диаметра в начале горизонтального ствола, конца колонны меньшего диаметра в конце горизонтального ствола, размещение в добывающей скважине оптоволоконного кабеля и колонны насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом и датчиками температуры на входе в электродвигатель электроцентробежного насоса и в электроцентробежном насосе, закачку пара через нагнетательную скважину, проведение термических измерений посредством оптоволоконного кабеля, отличающийся тем, что в результате термических измерений по стволу добывающей скважины ежемесячно выявляют зону горизонтального ствола добывающей скважины с температурой, превышающей 125°С, при выявлении такой зоны останавливают закачку пара, извлекают из добывающей скважины электроцентробежный насос и оптоволоконный кабель, выбирают хвостовик с длиной, позволяющей расположить его окончание с входом в фильтровую колонну добывающей скважины на расстояние 100-400 м, и пакер с возможностью его дальнейшей установки до фильтровой колонны добывающей скважины, устанавливают пакер на хвостовик, спускают в добывающую скважину хвостовик с установленным на него пакером, далее в добывающую скважину спускают электроцентробежный насос до интервала расположения установленного пакера с хвостовиком, запускают добывающую скважину на отбор пластовой продукции, а в нагнетательную скважину возобновляют закачку пара.