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

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно способам эксплуатации парных скважин, добывающих высоковязкую нефть технологией парогравитационного воздействия (ПГВ).

Известен способ эксплуатации парных скважин, добывающих высоковязкую нефть, с поддержанием пластового давления (патент RU № 2792484, МПК E21B 43/24, опубл. 22.03.2023 Бюл. № 9), включающий разбуривание участка сеткой оценочных вертикальных скважин с отбором кернов продуктивных горизонтов, проведение комплексных геофизических исследований скважин, по результатам обобщения полученных материалов и лабораторных исследований керна получение предварительных геометрических и геолого-физических параметров залежи сверхвязкой нефти, уточнение контуров нефтеносности, определение места размещения пары горизонтальных добывающей и нагнетательной скважин и начального объема извлекаемых запасов нефти, приходящихся на пару скважин, 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, после установления режима работы пары скважин эксплуатацию пары скважин в течение 2-8 лет. еженедельное определение объема накопленной добычи нефти и объема остаточных извлекаемых запасов нефти, отличающийся тем. что при объеме остаточных извлекаемых запасов нефти от 25 до 75% от начального объема извлекаемых запасов нефти, приходящихся на пару скважин, на кусте выделяют как минимум одну соседнюю горизонтальную добывающую скважину с обводненностью не менее 60%. на данном кусте скважин осуществляют бурение шурфа глубиной 70-80 м. шурф оборудуют устьевой арматурой и спускают две колонны насосно-компрессорной трубы - НКТ в центральную часть шурфа и на 25-30 м ниже конца первой колонны НКТ. собирают трубопровод от устья как минимум одной соседней добывающей скважины к устьевой арматуре шурфа, который соединяют с колонной НКТ. спускаемой в центральную часть шурфа, далее собирают трубопровод к затрубной линии горизонтальной добывающей скважины и трубопровод к затрубной линии устьевой арматуры шурфа, который проводят к сборному нефтепроводу, соединяют вторую колонну НКТ с трубопроводом, ведущим к затрубной линии горизонтальной добывающей скважины, 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 данного способа являются большие затраты времени с использованием дорогостоящего оборудования и высококлассных и высокооплачиваемых специалистов для строительства шурфа, его устьевой обвязки с погружными трубопроводами, а также значительное снижение объемов добычи нефти (до 30% от первоначального) в добывающей скважине во время закачки в нее жидкости из другой добывающей скважины через шурф, в котором жидкость сильно охлаждается (например, на Ашальчинском месторождении Республики Татарстан (РТ) до температуры 30–40ºС), что приводит к необходимости длительного (более 2 недель в РТ) прогрева, при котором добывается обводнившаяся свыше 95% продукция пласта из-за большей подвижности воды при таких температурах, несмотря на выровнявшийся фронт вытеснения паром из парной нагнетательной скважины в добывающую (температура в добывающей скважине становится более равномерной по ее длине).

Наиболее близким по технической сущности является способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть (патент RU № 2713277, МПК E21B 43/24, E21B 49/08, опубл. 22.03.2020 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, отличающийся тем, что 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.

Основным недостатком данного способа является значительное снижение объемов добычи нефти (до 30% от первоначального) в добывающей скважине во время закачки в нее жидкости из другой добывающей скважины, что приводит к необходимости (1–2 недели в РТ) прогрева, при котором добывается обводнившаяся свыше 95% продукция пласта из-за большей подвижности воды при температурах 60–80 ºС (остывшая при транспортировке скважинная жидкость из другой добывающей скважины, не смотря на выровнявшейся фронт вытеснения паром из парной нагнетательной скважины в добывающую (температура в добывающей скважине становится более равномерной по ее длине).

Техническим результатом предполагаемого изобретения является создание способа эксплуатации парных скважин, добывающих высоковязкую нефть, который позволяет выровнить фронт вытеснения паром из парной нагнетательной скважины в добывающую с практическим сохранением объемов добычи нефти и гарантированным исключением прорыва пара в добывающую скважину за счет определения точной температуры прорыва для данных парных скважин и закачку скважинной жидкости из ближайшей добывавшей скважины в парную нагнетательную скважину.

Техническим решением для достижения технического результата является способ эксплуатации парных скважин, добывающих высоковязкую нефть, включающий строительство на участке сетки парных скважин, состоящих из горизонтальных нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной продуктивном пласте, спуск в нагнетательную скважину двух колонн насосно-компрессорных труб – НКТ, 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 НКТ, проведение в добывающей скважине термобарических измерений и посредством оптоволоконного кабеля выявление зоны горизонтального ствола добывающей скважины с максимальной температурой, которую принимают за температуру прорыва пара, 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, при изменении оптимальных параметров в одной добывающей скважине выделяют соседнюю горизонтальную добывающую скважину на этом участке с необходимыми параметрами, в затрубную линию одной горизонтальной скважины этих парных скважин собирают трубопровод от устья соседней добывающей скважины, постепенно увеличивают отбор продукции из соседней добывающей скважины с закачкой в затрубье горизонтальной скважины, при этом давление закачки пластовой воды из соседней добывающей скважины в затрубное пространстве на устье горизонтальной скважины не должно превышать предельного давления сохранения целостности покрышки продуктивного пласта, регулировкой режима закачки продукции в затрубье горизонтальной скважины исключают процесс парообразования и срывы подачи на входе насоса

Новым является то, что перед началом промышленной добычи определяют в каждой парной скважине температуру прорыва пара закачкой пара в нагнетательную скважину и максимальным отбором продукции насосом из добывавшей скважины с контролем температуры на устье скважины, при росте температуры продукции как минимум на 10ºС фиксируют максимальную температуру оптоволоконным кабелем в добывающей скважине, которую принимают за температуру прорыва пара, после чего снижают объем закачиваемого пара до получения установленного режима работы насоса, исходя из термобарических исследований, причем соседнюю добывающую скважину выбирают из параметров добываемой продукции, в которой обводненность должна быть 70–90 %, дебит по жидкости не менее 70 т/сут, температура жидкости на устье скважины 90–100ºС, а трубопровод для закачки этой продукции собирают от устья соседней добывающей скважины к затрубной линии устьевой арматуры нагнетательной скважины при достижении температуры на одном из интервалов добывающей скважины равным 90–95% от температуры прорыва пара, после снижения температуры продукции на приеме насоса на 5–10 ºС в закачку по затрубной линии устьевой арматуры нагнетательной скважины прекращают.

На чертеже изображена схема реализации способа.

Способ эксплуатации парных скважин, добывающих высоковязкую нефть, реализуется в следующей последовательности.

Способ эксплуатации парных скважин, добывающих высоковязкую нефть включает строительство на участке сеткой парных скважин, состоящих из горизонтальных нагнетательной скважины 1 и добывающей скважины 2, расположенной ниже и параллельно нагнетательной 1 продуктивном пласте 3, спуск в нагнетательную скважину 1 двух колонн насосно-компрессорных труб – НКТ 4 и 5, размещение в добывающей скважине 2 оптоволоконного кабеля (не показан) и НКТ 6 с насосом 7 и датчиками температуры на входе 8 в электродвигатель насоса 7 и в насосе 7. Осуществляют максимально возможную (без перехода в конденсат из-за повышенного давления) закачку пара в нагнетательную скважину 1 через колонны НКТ 4 и 5, а через добывающую скважину 2 осуществляют насосом 7 максимально возможный отбор продукции пласта 3 с контролем ее температуры на устье до роста температуры продукции как минимум на 10ºС, при этом фиксируют максимальную температуру оптоволоконным кабелем в добывающей скважине 2, которую принимают за температуру прорыва пара. После чего снижают объем закачиваемого пара и переходят на регулируемую закачку пара в нагнетательную скважину 1 через колонны НКТ 4 и 5. Проводят в добывающей скважине 2 термобарические измерения и посредством оптоволоконного кабеля выявление зоны (не показаны) горизонтального ствола добывающей скважины 2 с различной температурой, а изменением подачи пара через нагнетательную скважину 1 и работой насоса 7 установление режима работы пары скважин 1 и 2, при котором насос 7 работает в постоянном режиме при температуре жидкости на входе 8, равной максимально допустимой по условиям работы. При изменении оптимальных параметров в одной добывающей скважине 2, то есть при достижении температуры на одном из интервалов добывающей скважины 2 равным 90–95% от температуры прорыва пара, выделяют соседнюю горизонтальную добывающую скважину 9 на этом участке с необходимыми параметрами добываемой продукции, в которой обводненность должна быть 70–90 % (наличие 10–30 % нефти позволяет осуществить кольматацию высокотемературных интервалов при снижении температуры), дебит по жидкости не менее 70 т/сут (для обеспечения объемов закачки в нагнетательную скважину 1), температура жидкости на устье скважины (90–100ºС (для исключения парообразования при перекачке и резкого снижения температуры в нагнетательной скважине 1). После чего собирают трубопровод 10 от устья соседней добывающей скважины 9 к затрубной линии 11 устьевой арматуры нагнетательной скважины 1 для закачки в нее и далее в пласт 3 продукции соседней добывающей скважины 9 с постепенным увеличением и контролем давления в нагнетательной скважине 1, которое не должно превышать предельного давления сохранения целостности покрышки 12 продуктивного пласта 3. Так как наиболее проницаемые участки пласта 3 располагаются в наиболее прогретом его интервале, то туда в первую очередь задавливается продукция соседнего добывающего пласта 9, охлаждая этот интервал и кольматируя его загустевающей высоковязкой нефтью, находящейся в ее составе. При этом при парообразовании этой продукции под действием пара, из пара отбирается большое количество энергии, что также снижает температуру закачиваемого в нагнетательную скважину 1 пара Регулировкой режима закачки продукции соседней добывающей скважины 9 в затрубье нагнетательной скважину 1 исключают процесс парообразования и срывы подачи на входе 8 насоса 7, за счет контроля датчиками температуры. После снижения температуры продукции на входе 8 насоса 9 на 5–10 ºС закачку по затрубной линии 11 устьевой арматуры нагнетательной скважины 1 и трубопроводу 10 прекращают.

При этом работа насоса 7 продолжается без изменений, добывая продукцию пласта 3 без остановки на технологические операции, а фронт вытеснения пара (обычно с температурой 180–200 ºС) выравнивается за счет закачки более холодной жидкости в виде продукции соседней добывающей скважины 9.

При достижении на одном из интервалов другой добывающей скважины 2 равным 90–95% от температуры прорыва пара, операции описанные выше повторяются для соответствующих добывавшей 2 и нагнетательной 1 скважин.

Пример практического применения 1.

Эксплуатировали пару скважин на залежи 1 высоковязкой нефти Морозного месторождения. Вязкость нефти – 17655•10^-6 м²/с (при 8°С).

Пробурили добывающую скважину 2 с горизонтальным стволом длиной 613 м на глубине 159 м долотом диаметром 244,5 мм, забой скважины - на глубине 836 м. Горизонтальный ствол добывающей скважины 2 обсажен колонной с щелями - щелевым фильтром (не показан) диаметром 168 мм. Нагнетательную 1 скважину с горизонтальным стволом длиной 584 м на глубине 154 м пробурили долотом диаметром 244,5 мм, забой скважины - на глубине 838 м. Горизонтальный ствол нагнетательной 3 скважины обсажен щелевым фильтром (не показан) диаметром 168 мм. Среднее расстояние по вертикали между скважинами составило h≈5 м.

С устья нагнетательной 1 скважины спустили две колонны НКТ 4 и 5. Конец одной колонны НКТ 5 диаметром 60 мм спустили в эксплуатационную колонну до фильтра на глубину 277 м, конец второй колонны НКТ 4 диаметром 89 мм спустили во вторую половину горизонтального ствола скважины 3 на глубину 671 м. В добывающую 2 скважину спустили одну НКТ 6 диаметром 89 мм с насосом 7 марки ЭЦН5А-160-300 на глубину 392 м и датчиками температуры на входе 8 в электродвигатель насоса 7 и в насосе 7.

Закачивали пар с расходом 80 т/сут в колонну НКТ 4 и 45 т/сут в НКТ 5 через нагнетательную скважину 1, а продукцию пласта 3 из добывающей скважины 2 отбирали насосом 7 с режимом отбора по жидкости 130 т/сут и дебитом по нефти 20 т/сут. Замерили температуру на входе 8 электроцентробежного насоса 7. Допустимая температура на приеме данного электроцентробежного насоса 7 составила 115 °С. Через месяц эксплуатации температура на входе 8 насоса 7 резко выросла до 126 ºС. При этом максимальная температура на оптоволоконном кабеле показала 130 ºС, которую приняли за температуру прорыва пара.

Снизили закачку пара до расхода 70 т/сут в НКТ 4 и 35 т/сут в НКТ 5 через нагнетательную скважину 1, а продукцию пласта 3 из добывающей скважины 2 отбирали насосом 7 с режимом отбора по жидкости 120 т/сут и дебитом по нефти 15 т/сут. Замерили температуру на входе 8 электроцентробежного насоса 7. Допустимая температура на приеме данного электроцентробежного насоса 7 составила 105 °С. Добились постоянного режима работы выбранного насоса 7 с необходимым расходом для поддержания температуры жидкости на приеме 8 насоса 7 близкой, но не более 105 °С.

Через два года эксплуатации температура на приеме насоса и по данным оптоволоконного кабеля начала с 80-90 ⁰С увеличиваться до 120 ºС (≈92% от температуры прорыва пара) в течение месяца, дебит по жидкости при этом снизился со 120 т/сут до 60 т/сут, по нефти снизился с 15 до 3,5 т/сут, пластовое давление упало с начального 4,4 до 2,1 атм. Подобрали соседнюю добывающую скважину 9, добываемая продукции которой имеет обводненность 82 %, дебит по жидкости 85 т/сут, температура жидкости на устье скважины 9 – 92ºС. Далее в затрубную линию 11 горизонтальной нагнетательной скважины 1 собрали трубопровод 10 от устья соседней добывающей скважины 9, и начали закачку добываемой продукции с соседней добывающей скважины 9 в затрубное пространство нагнетательной скважины 1 в течении 10 суток с давлением не устье не выше 15 МПа (для исключения разрушения покрышки 12), после чего температура на приеме насоса 7 уменьшилась с 115 ⁰С до 103 ⁰С, а дебит по жидкости увеличился с 60 т/сут до 85 т/сут, по нефти увеличился с 3,5 до 7,7 т/сут. После этого демонтировали трубопровод 8 и продолжили эксплуатацию парных скважин 1 и 2 в прежнем режиме. В течение 2,5 месяцев эксплуатации температура на приеме насоса 7 уменьшилась до 97 ºС и стабилизировалась на данном значении, дебит по жидкости добывающей скважины 2 постепенно достиг значения 105 т/сут, дебит по нефти вырос до 12,5 т/сут.

Предлагаемый способ эксплуатации парных скважин, добывающих высоковязкую нефть, позволяет выровнить фронт вытеснения паром из парной нагнетательной скважины в добывающую с практическим сохранением объемов добычи нефти и гарантированным исключением прорыва пара в добывающую скважину за счет определения точной температуры прорыва для данных парных скважин и закачку скважинной жидкости из ближайшей добывавшей скважины в парную нагнетательную скважину.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно способам эксплуатации парных скважин, добывающих высоковязкую нефть технологией парогравитационного воздействия (ПГВ). Техническим результатом является обеспечение выравнивания фронта вытеснения паром из парной нагнетательной скважины в добывающую с практическим сохранением объемов добычи нефти и гарантированным исключением прорыва пара в добывающую скважину. Способ эксплуатации парных скважин, добывающих высоковязкую нефть, включающий строительство на участке сетки парных скважин, состоящих из горизонтальных нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной в продуктивном пласте. Перед началом промышленной добычи определяют в каждой парной скважине температуру прорыва пара закачкой пара в нагнетательную скважину и максимальным отбором продукции насосом из добывавшей скважины с контролем температуры на устье скважины. При росте температуры продукции как минимум на 10°С фиксируют максимальную температуру оптоволоконным кабелем в добывающей скважине, которую принимают за температуру прорыва пара, после чего снижают объем закачиваемого пара до получения установленного режима работы насоса исходя из термобарических исследований. При изменении оптимальных параметров в одной добывающей скважине выбирают соседнюю горизонтальную добывающую скважину на этом участке, в которой обводненность должна быть 70–90%, дебит по жидкости не менее 70 т/сут, температура жидкости на устье скважины 90–100°С, и собирают в затрубную линию парной горизонтальной скважины трубопровод от устья соседней добывающей скважины при достижении температуры на одном из интервалов добывающей скважины, равной 90–95% от температуры прорыва пара. Постепенно увеличивают отбор продукции из соседней добывающей скважины с закачкой в затрубье горизонтальной скважины. При этом давление закачки пластовой воды из соседней добывающей скважины в затрубное пространство на устье горизонтальной скважины не должно превышать предельного давления сохранения целостности покрышки продуктивного пласта. После снижения температуры продукции на приеме насоса на 5–10°С закачку по затрубной линии устьевой арматуры нагнетательной скважины прекращают. 1 ил.

Способ эксплуатации парных скважин, добывающих высоковязкую нефть, включающий строительство на участке сетки парных скважин, состоящих из горизонтальных нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной в продуктивном пласте, спуск в нагнетательную скважину двух колонн насосно-компрессорных труб - НКТ, 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 НКТ, проведение в добывающей скважине термобарических измерений и посредством оптоволоконного кабеля выявление зоны горизонтального ствола добывающей скважины с максимальной температурой, которую принимают за температуру прорыва пара, 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, при изменении оптимальных параметров в одной добывающей скважине выделяют соседнюю горизонтальную добывающую скважину на этом участке с необходимыми параметрами, в затрубную линию одной горизонтальной скважины этих парных скважин собирают трубопровод от устья соседней добывающей скважины, постепенно увеличивают отбор продукции из соседней добывающей скважины с закачкой в затрубье горизонтальной скважины, при этом давление закачки пластовой воды из соседней добывающей скважины в затрубное пространстве на устье горизонтальной скважины не должно превышать предельного давления сохранения целостности покрышки продуктивного пласта, регулировкой режима закачки продукции в затрубье горизонтальной скважины исключают процесс парообразования и срывы подачи на входе насоса, отличающийся тем, что перед началом промышленной добычи определяют в каждой парной скважине температуру прорыва пара закачкой пара в нагнетательную скважину и максимальным отбором продукции насосом из добывавшей скважины с контролем температуры на устье скважины, при росте температуры продукции как минимум на 10°С фиксируют максимальную температуру оптоволоконным кабелем в добывающей скважине, которую принимают за температуру прорыва пара, после чего снижают объем закачиваемого пара до получения установленного режима работы насоса исходя из термобарических исследований, причем соседнюю добывающую скважину выбирают из параметров добываемой продукции, в которой обводненность должна быть 70-90%, дебит по жидкости не менее 70 т/сут, температура жидкости на устье скважины 90-100°С, а трубопровод для закачки этой продукции собирают от устья соседней добывающей скважины к затрубной линии устьевой арматуры нагнетательной скважины при достижении температуры на одном из интервалов добывающей скважины, равной 90-95% от температуры прорыва пара, после снижения температуры продукции на приеме насоса на 5-10°С закачку по затрубной линии устьевой арматуры нагнетательной скважины прекращают.