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

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 № 2713277, МПК Е21В 43/24, опубл. 04.02.2020 г., бюл. № 4), включающий строительство на участке горизонтальных нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, спуск в нагнетательную скважину двух колонн насосно-компрессорных труб, размещение в добывающей скважине оптоволоконного кабеля и насосно-компрессорной трубы с насосом и датчиками температуры на входе в электродвигатель насоса и в насосе, регулируемую закачку пара в нагнетательную скважину через колонны насосно-компрессорных труб, проведение в добывающей скважине термобарических измерений и посредством оптоволоконного кабеля выявление зоны горизонтального ствола добывающей скважины с различной температурой, изменением подачи пара через нагнетательную скважину и работой насоса установление режима работы пары скважин, при котором насос работает в постоянном режиме при температуре жидкости на входе, равной максимально допустимой по условиям работы. До строительства горизонтальных скважин участок разбуривают сеткой оценочных вертикальных скважин с отбором кернов продуктивных горизонтов, проводят комплексные геофизические исследования скважин, по результатам обобщения полученных материалов и лабораторных исследований керна получают предварительные геометрические и геолого-физические параметры залежи сверхвязкой нефти, уточняют контуры нефтеносности, определяют место размещения пары горизонтальных добывающей и нагнетательной скважин и начальный объем извлекаемых запасов нефти, приходящихся на пару скважин, после установления режима работы пары скважин эксплуатируют пары скважин в течение 2-8 лет, при этом еженедельно определяют объем накопленной добычи нефти и объем остаточных извлекаемых запасов нефти, при объеме остаточных извлекаемых запасов нефти от 25 до 75 % от начального объема извлекаемых запасов нефти, приходящихся на пару скважин, на кусте выделяют соседнюю горизонтальную добывающую скважину с обводненностью более 97 %, в затрубную линию горизонтальной добывающей скважины собирают трубопровод от устья соседней на кусте добывающей скважины, постепенно увеличивают отбор пластовой воды из соседней добывающей скважины с последующим изменением режима работы горизонтальной добывающей скважины, при этом давление закачки пластовой воды из соседней добывающей скважины в затрубное пространстве на устье добывающей скважины не должно превышать предельного давления сохранения целостности покрышки продуктивного пласта, регулировкой режима закачки воды в добывающую скважину исключают процесс парообразования и срывы подачи на приеме насоса, после чего постепенно повышают режим отбора пластовой воды через добывающую скважину для увеличения дебита по нефти.

Недостатками способа являются неравномерность распределения закачиваемого пара вдоль горизонтального ствола нагнетательной скважины и создание прорывов закачиваемого пара по наиболее промытым порам между нагнетательной и добывающей скважинами, как правило, в зоне разряжения - расположения насосного оборудования, что приводит к перегреву насоса и снижению его производительности или заклиниванию, при этом приходится снижать объемы закачиваемого пара, что снижает пластовое давление и дебиты по нефти и жидкости.

Известен способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть (патент RU № 2744609, МПК Е21В 43/24, опубл. 11.03.2021 г., бюл. № 4), включающий строительство нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине в пределах продуктивного пласта, спуск в обе скважины колонн насосно-компрессорных труб – НКТ, осуществление регулируемой закачки пара в обе скважины через колонны НКТ, проведение в добывающей скважине геофизических исследований по определению распределения давления и температуры по стволу, размещение в добывающей скважине оптоволоконного кабеля и НКТ с насосом и датчиками температуры и давления, установление постоянного 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. Из вскрывших продуктивный пласт скважин выбирают контрольные, которые оснащают датчиками давления, а перед началом эксплуатации скважин проводят исследования пластового давления продуктивного пласта, толщины и свойств покрышки продуктивного пласта для определения максимально допустимого давления закачки теплоносителя, в процессе эксплуатации осуществляют периодические измерения пластового давления через контрольные скважины, 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 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.

Недостатками способа являются то, что форсированно закачиваемый пар продолжает прорываться ниже к добывающей скважине по наиболее промытым порам преимущественного движения пара, не происходит перераспределения фильтрационных потоков и расширения паровой камеры над нагнетательной скважиной, не повышается охват пласта паровым воздействие, не вовлекаются ранее не задействованные разработкой зоны пласта, при этом пар аккумулируется в зоне расположения насоса, что опять приводит к снижению его производительности после возобновления отбора продукции и снижении дебита по нефти и жидкости добывающей скважины.

Техническими задачами изобретения являются повышение дебита по нефти и жидкости добывающей скважины за счет более равномерного распределения пара вдоль горизонтального ствола нагнетательной скважины, расширяющего паровую камеру, повышение охвата пласта паровым воздействием за счет расширения паровой камеры над горизонтальным стволом добывающей скважины, обеспечение стабильности работы насоса за счет исключения прорывов пара в зону расположения насоса в добывающей скважине.

Технические задачи решаются способом эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, включающим строительство добывающей скважины и нагнетательной скважины, расположенной выше и параллельно добывающей скважине в пределах продуктивного пласта, спуск в обе скважины колонн насосно-компрессорных труб – НКТ, осуществление освоения скважин регулируемой закачкой пара в обе скважины через колонны НКТ, проведение в добывающей скважине геофизических исследований по определению распределения давления и температуры по стволу, размещение в добывающей скважине оптоволоконного кабеля и НКТ с насосом и датчиками температуры и давления, установление постоянного 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, из вскрывших продуктивный пласт скважин выбирают контрольные, которые оснащают датчиками давления, а перед началом эксплуатации скважин проводят исследования пластового давления продуктивного пласта, толщины и свойств покрышки продуктивного пласта для определения максимально допустимого давления закачки теплоносителя, в процессе эксплуатации осуществляют периодические измерения пластового давления через контрольные скважины, при падении пластового давления более 30 % от начального производят форсированную закачку 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.

Новым является то, что перед форсированной закачкой пара собирают трубопровод в затрубную линию горизонтальной нагнетательной скважины от устья парной добывающей скважины и начинают закачку добываемой жидкости с парной добывающей скважины в затрубное пространство нагнетательной скважины, при этом при восстановлении пластового давления в контрольных скважинах до 90 % от начального прекращают закачку добываемой жидкости в затрубную линию горизонтальной нагнетательной скважины и эксплуатируют пару скважин в прежнем режиме.

На фиг. представлен способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, где: 1 – продуктивная залежь, 2 - горизонтальная добывающая скважина, 3 – горизонтальная нагнетательная скважина, 4 – фильтры добывающей и нагнетательной скважин, 5 и 5' – колонны НКТ нагнетательной скважины, 6 - колонна НКТ добывающей скважины, 7 – насос, 8 – затрубная линия добывающей скважины, 9 - затрубное пространство нагнетательной скважины.

Осуществляют строительство горизонтальной добывающей 2 скважины и горизонтальной нагнетательной 2 скважины, расположенной выше и параллельно добывающей 3 скважине. Спускают в нагнетательную скважину 3 две колонны НКТ 5 и 5'. В добывающую скважину 2 спускают одну колонну НКТ 5. В обе скважины 2 и 3 осуществляют регулируемую закачку пара через колонны НКТ 5 и 5' для начального прогрева сверхвязкой нефти и снижения ее вязкости для повышения подвижности, а также и создания проницаемой зоны между парными скважинами 2, 3. Из добывающей 2 скважины извлекают НКТ 5 и проводят геофизические исследования по определению распределения давления и температуры по стволу. Размещают оптоволоконный кабель от устья скважины до забоя (на фиг. не показан) и НКТ 6 с насосом 7 оснащенным датчиками давления и температуры (на фиг. не показаны) на входе насоса 7.

Осуществляют регулируемую закачку пара в нагнетательную скважину 3 через колонны НКТ 5 и 5’. В добывающей скважине 2 проводят термобарические измерения по определению распределения давления и температуры по стволу и посредством оптоволоконного кабеля выявляют зоны горизонтального ствола добывающей скважины 2 с различной температурой. Устанавливают режим работы добывающей 2 и нагнетательной 3 пары скважин изменением подачи пара через нагнетательную скважину 3 и работой насоса 7, причем при температуре жидкости на входе насоса 7, равной 85-90 % максимально допустимой по условиям работы, поддерживают постоянный режима работы насоса 7.

В процессе эксплуатации осуществляют периодические измерения пластового давления через контрольные скважины. При падении пластового давления более 30 % собирают трубопровод 8 в затрубную линию 9 горизонтальной нагнетательной скважины 3 от устья парной добывающей 2 скважины, и начинают закачку добываемой водонефтяной эмульсии с соседней добывающей 2 скважины в затрубное пространство 9 нагнетательной 3 скважины. При этом начинают форсированную закачку пара в нагнетательную 3 скважину с давлением, при котором не происходит разрыва покрышки продуктивного пласта 1.

Закачиваемая сверхвязкая нефть, имеющая гораздо более значительную вязкость, по сравнению с паром, будет забивать поры преимущественного движения пара от нагнетательной 3 скважины к добывающей 2, при этом закачиваемый пара по НКТ 5 и 5' будет отклонять от движения через наиболее промытые интервалы пласта 1 и будет «искать» новые пути движения, будет проникать на большую глубину внутри нагнетательной 3 скважины, более равномерно распределяться вдоль горизонтального ствола нагнетательной 3 скважины, расширяя тем самым паровую камеру (на фиг. не показана) и повышая охват ранее невовлеченных в паровое воздействие запасов пласта 1, что увеличивает коэффициент нефтеизвлечения.

При этом при восстановлении пластового давления в контрольных скважинах до 90 % от начального прекращают закачку добываемой жидкости в затрубную линию 9 горизонтальной нагнетательной 3 скважины и эксплуатируют пару скважин 2, 3 в прежнем режиме.

Пример практического применения 1.

Эксплуатировали пару скважин на залежи 1 высоковязкой нефти Подлесного поднятия Урмышлинского месторождения. Вязкость нефти - 26183•10^-6 м²/с (при 8°С).

Пробурили добывающую 2 скважину с горизонтальным стволом длиной 563 м на глубине 146 м долотом диаметром 244,5 мм, забой скважины - на глубине 786 м. Горизонтальный ствол добывающей скважины 2 обсажен колонной с щелями - щелевым фильтром 4 диаметром 168 мм. Нагнетательную 3 скважину с горизонтальным стволом длиной 534 м на глубине 141 м пробурили долотом диаметром 244,5 мм, забой скважины - на глубине 788 м. Горизонтальный ствол нагнетательной 3 скважины обсажен щелевым фильтром 4 диаметром 168 мм. Среднее расстояние по вертикали между скважинами составило h = 5 м.

В обеих скважинах 2, 3 проводят геофизические исследования по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола, температуры и начального давления пласта, которое составило 4,7 атм. Проводят исследования пластового давления продуктивного пласта, толщины и свойств покрышки продуктивного пласта для определения максимально допустимого давления закачки теплоносителя, которое составило 22 атм.

С устья нагнетательной 3 скважины спустили две колонны НКТ 5 и 5'. Конец первой колонны НКТ 5 диаметром 60 мм спустили в эксплуатационную колонну до фильтра 4 на глубину 293 м, конец второй колонны НКТ 5' диаметром 89 мм спустили во вторую половину горизонтального ствола скважины 3 на глубину 718 м. В добывающую 2 скважину спустили одну колонну НКТ 5 в центральную зону фильтра на глубину 493 м.

Из вскрывших продуктивный пласт близлежащих скважин выбирают контрольные, которые оснащают датчиками давления. Далее осуществляют освоение скважин 2, 3 закачкой пара объемом 5450 тонн в нагнетательную скважину и 3780 тонн в добывающую скважину, после чего останавливают закачку пара и выдерживают пару скважин 2, 3 для термокапиллярной пропитки и остывания забоя добывающей 2 скважины в течении 23 суток. Далее в добывающей 2 скважине проводят геофизические исследования с целью определения распределения давления и температуры по стволу и размещают оптоволоконный кабель и колонну НКТ 6 с электроцентробежным насосом 7 марки ЭЦН-170-320. Насос 7 ЭЦН5А-160-300 оборудован датчиками температуры и давления на входе в электродвигатель электроцентробежного насоса 7.

Закачивают пар с расходом 70 т/сут в НКТ 89 мм и 35 т/сут в НКТ 60 мм через нагнетательную скважину 3, а пластовую продукцию из добывающей скважины 2 отбирают электроцентробежным насосом 7 с режимом отбора по жидкости 100 т/сут и дебитом по нефти 18 т/сут. Замеряют температуру и давление на входе электроцентробежного насоса 7. Допустимая температура на приеме данного электроцентробежного насоса 7 составила 135 °С. Добились постоянного режима работы электроцентробежного насоса 7 с необходимым расходом для поддержания температуры жидкости на приеме электроцентробежного насоса 7 близкой, к 120 °С.

Через два года эксплуатации пластовое давление по данным датчиков в контрольных скважинах упало до 3,3 атм, при этом температура на приеме насоса и по данным оптоволоконного кабеля начала с 100-120 ⁰С увеличилась до 130 ⁰С, дебит по жидкости при этом снизился со 100 т/сут до 30-35 т/сут вследствие заклинивания насоса вызванной высокой температурой и снижением забойного давления, по нефти снизился с 18 до 2 т/сут.

Далее в затрубную линию 9 горизонтальной нагнетательной 3 скважины собрали трубопровод 8 от устья парной добывающей 2 скважины, и начали закачку добываемой продукции с парной добывающей 2 скважины в затрубное пространство 9 нагнетательной 3 скважины, при этом для восстановления пластового давления запустили закачку пара с максимально допустимым давлением закачки на устье нагнетательной скважины - 24 атм с расходом 175 т/сут. В течении 3,5 месяцев осуществляли закачку пара с суточным расходом около 175 т/сут, после чего пластовое давление достигло значения 4,3 атм. Далее запустили на отбор добывающую скважину в прежнем режиме 100 т/сут, и закачку в нагнетательную снизили до 85-90 т/сут. По результатам работы скважин в течении следующего года отмечалось восстановление прежней продуктивности, значения термограмм вдоль добывающей скважины отмечались на прежних значениях около 100-115 °С, дебит по нефти через 3 месяца постепенно достиг значения 14-16 т/сут.

Предлагаемый способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, позволяет повысить дебит по нефти и жидкости добывающей скважины за счет более равномерного распределения пара вдоль горизонтального ствола нагнетательной скважины, расширяющего паровую камеру, повысить охват пласта паровым воздействием за счет расширения паровой камеры над горизонтальным стволом добывающей скважины, обеспечить стабильность работы насоса за счет исключения прорывов пара в зону расположения насоса в добывающей скважине.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти. Техническим результатом является повышение дебита по нефти за счет выравнивания профиля приемистости пара вдоль горизонтального ствола нагнетательной скважины. Заявлен способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, включающий строительство добывающей и нагнетательной скважин, расположенных параллельно в пределах продуктивного пласта. Осуществляют спуск в обе скважины колонн насосно-компрессорных труб – НКТ, освоение скважин регулируемой закачкой 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 оптоволоконный кабель 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. 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. В процессе эксплуатации осуществляют периодические измерения пластового давления через контрольные скважины. При падении пластового давления более 30% от начального производят форсированную закачку пара в нагнетательную скважину с давлением, при котором не происходит разрыва покрышки продуктивного пласта. При этом перед форсированной закачкой пара собирают трубопровод в затрубную линию горизонтальной нагнетательной скважины от устья парной добывающей скважины и начинают закачку добываемой водонефтяной эмульсии с парной добывающей скважины в затрубное пространство нагнетательной скважины. При восстановлении пластового давления в контрольных скважинах до 90% от начального прекращают закачку добываемой жидкости в затрубную линию горизонтальной нагнетательной скважины и эксплуатируют пару скважин в прежнем режиме. 1 ил.

Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, включающий строительство добывающей скважины и нагнетательной скважины, расположенной выше и параллельно добывающей скважине в пределах продуктивного пласта, спуск в обе скважины колонн насосно-компрессорных труб – НКТ, осуществление освоения скважин регулируемой закачкой пара в обе скважины через колонны НКТ, проведение в добывающей скважине геофизических исследований по определению распределения давления и температуры по стволу, размещение в добывающей скважине оптоволоконного кабеля и НКТ с насосом и датчиками температуры и давления, установление постоянного режима 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, из вскрывших продуктивный пласт скважин выбирают контрольные, которые оснащают датчиками давления, а перед началом эксплуатации скважин проводят исследования пластового давления продуктивного пласта, толщины и свойств покрышки продуктивного пласта для определения максимально допустимого давления закачки теплоносителя, в процессе эксплуатации осуществляют периодические измерения пластового давления через контрольные скважины, при падении пластового давления более 30% от начального производят форсированную закачку 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, отличающийся тем, что перед форсированной закачкой пара собирают трубопровод в затрубную линию горизонтальной нагнетательной скважины от устья парной добывающей скважины и начинают закачку добываемой жидкости с парной добывающей скважины в затрубное пространство нагнетательной скважины, а при восстановлении пластового давления в контрольных скважинах до 90% от начального прекращают закачку добываемой жидкости в затрубную линию горизонтальной нагнетательной скважины и эксплуатируют пару скважин в прежнем режиме.