Способ определения распределения температуры в нефтяной скважине, добывающей сверхвязкую нефть Российский патент 2024 года по МПК E21B47/07 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке залежи сверхвязкой и битумной нефти для определения распределения температуры в нефтяной скважине.

Известен способ определения распределения температуры в нефтяной скважине, добывающей сверхвязкую нефть (патент RU № 2731777, МПК Е21В 43/24, 43/07, опубл. 08.09.2020 г., бюл. № 25), включающий размещение оптоволоконного кабеля в эксплуатационной колонне, определение температуры по стволу скважины, построение графика зависимости температуры от глубины скважины, при перегревах и остановках в работе насоса добывающей скважины производят его остановку для простоя продолжительностью 2-6 суток. Ограничивают закачку пара в нагнетательную скважину на не менее 50 % от среднего расхода пара на период ограничения отбора жидкости. После простоя определяют статическую термограмму распределения температуры вдоль ствола добывающей скважины. На основе полученных данных термограммы осуществляют регулирование закачки пара в нагнетательную скважину путем снижения или повышения его закачки на 20-50 % от среднего расхода пара. Периодически операции по определению статической термограммы распределения температуры вдоль ствола добывающей скважины и регулированию закачки пара в нагнетательную скважину повторяют.

Недостатками способа являются:

- расположение оптоволоконного кабеля в эксплуатационной колонне и далее в фильтровой горизонтальной колонне, что не позволяет проводить быстрые перемещения насоса на насосно-компрессорной трубе НКТ в горизонтальном стволе добывающей скважины, при подъеме насоса для его замены (либо при переводе скважины под нагнетание термоагента) могут происходить прихваты гибкой трубы с оптоволоконным кабелем, его скручивания в «поросячий хвост», обрезы, что потребует дополнительных ремонтов, либо, в крайнем случае прихвата, проведения крайне затратного перебуривания горизонтального ствола.

- влияние движения жидкости внутри фильтровой колонны, то есть мы измеряем температуру потока внутри фильтровой колонны, что не отражает реального температурного распределения притока жидкости вдоль горизонтального ствола добывающей скважины, для реального замера придется на определенное время остановить работу насоса, что приведет к потерям по нефти.

Наиболее близким является способ спуска волоконно-оптического кабеля в паронагнетательную скважину и устройство для измерения температурного распределения (патент RU № 2490421, МПК Е21В 23/14, опубл. 20.08.2013 г., бюл. № 23), включающий спуск волоконно-оптического кабеля, намотанного на транспортный барабан в межколонное пространство скважины, фиксацию температурного распределения в скважине. Перед спуском кабеля в скважину его размещают в колонне гибких труб (ГТ), спускают колонну ГТ в межколонное пространство скважины путем вращения транспортного барабана на длину скважины от устья до забоя, вытягивают колонну по всей длине паронагнетательной скважины, производят фиксацию температурного распределения в скважине. Устройство включает спущенный в скважину волоконно-оптический кабель, состоящий из оптического волокна, верхний конец волоконно-оптического кабеля соединен с аппаратурой для фиксации температурного распределения в скважине, размещенной на устье. Волоконно-оптический кабель концентрично размещен внутри гибкой трубы, при этом нижний конец волоконно-оптического кабеля жестко закреплен в наконечнике, навернутом на нижний конец колонны ГТ, причем в наконечнике выполнены отверстия, геометрические размеры которых обеспечивают вытягивание колонны гибких труб относительно скважины под действием избыточного давления внутри колонны ГТ.

Недостатками способа являются:

- расположение оптоволоконного кабеля в эксплуатационной колонне и далее в фильтре-хвостовике щелевом (фильтровой горизонтальной колонне) (ФХЩ-фильтр хвостовик щелевой), что не позволяет проводить быстрые перемещения насоса на НКТ в горизонтальном стволе добывающей скважины, при подъеме насоса для его замены (либо при переводе скважины под нагнетание термоагента) могут происходить прихваты гибкой трубы с оптоволоконным кабелем, его скручивания в «поросячий хвост», обрезы, что потребует дополнительных ремонтов, либо, в крайнем случае прихвата, проведения крайне затратного перебуривания горизонтального ствола.

- влияние движения жидкости внутри фильтровой колонны, то есть мы измеряем температуру потока внутри фильтра-хвостовика щелевого, что не отражает реального температурного распределения притока жидкости вдоль горизонтального ствола добывающей скважины, для реального замера придется на определенное время остановить работу насоса, что приведет к потерям по нефти.

Техническими задачами предлагаемого способа являются предотвращение прихватов, скручиваний, обрезов гибкой трубы с оптоволоконным кабелем, освобождение пространства внутри фильтра-хвостовика щелевого для безопасного и беспрепятственного перемещения насоса и насосно-компрессорной трубы НКТ, исключение влияния движения жидкости внутри фильтровой колонны и получение более достоверного распределения температуры вдоль горизонтального ствола добывающей скважины, снижение потерь нефти за счет безостановочного контроля термограммы.

Технические задачи решаются способом определения распределения температуры в нефтяной скважине, добывающей сверхвязкую нефть, включающим размещение оптоволоконного кабеля в колонне гибких труб, намотанной на транспортный барабан, спуск колонны гибких труб путем вращения транспортного барабана на длину скважины от устья до забоя, фиксацию изменения температурного распределения в скважине.

Новым является то, что спуск оптоволоконного кабеля в колонне гибких труб производят одновременно со спуском фильтра-хвостовика щелевого и производят с возможностью расположения оптоволоконного кабеля с внешней стороны фильтра-хвостовика щелевого и вытягивания оптоволоконного кабеля вдоль всего ствола скважины с размещением конца на забое скважины, при этом конец фильтра-хвостовика щелевого располагают с входом в эксплуатационную колонну добывающей скважины на расстояние от 10 до 30 м.

На фиг. изображен предлагаемый способ.

Сущность изобретения

Способ определения распределения температуры в нефтяной скважине, добывающей сверхвязкую нефть, осуществляют следующим образом.

На залежи сверхвязкой нефти с нефтенасыщенным пластом 1 (фиг.) осуществляют строительство одноустьевых горизонтальных добывающей скважины 2 и нагнетательной скважины 3, расположенной выше и параллельно добывающей скважине 2. Снабжают вскрытые участки горизонтальных скважин 2 и 3 фильтрами-хвостовиками щелевыми 4 и 5 соответственно, с образованием фильтровой части. Для этого одновременно с фильтром-хвостовиком щелевым 4 в добывающую скважину 2 осуществляют спуск термостойкого оптоволоконного кабеля (на фиг. не показан) в колонне гибких труб 6. Спуск оптоволоконного кабеля в колонне гибких труб 6 осуществляют таким образом, чтобы оптоволоконный кабель располагался с внешней стороны фильтра-хвостовика щелевого 4 и вытянулся вдоль всего ствола добывающей скважины 2, при этом конец оптоволоконного кабеля размещают на забое добывающей скважины 2, на конце фильтра-хвостовика щелевого 4. Продвижение оптоволоконного кабеля в колонне гибких труб 6 в заколонное пространство добывающей скважины 2 сопровождают ее размоткой с транспортного барабана (на фиг. не показано) на длину добывающей скважины 2 от устья до забоя. При спуске фильтра-хвостовика щелевого 4 в добывающую скважину 2 его конец располагают с входом в эксплуатационную колонну 7 добывающей скважины 2 на расстояние 10-30 м.

В добывающей скважине 2 размещают две колонны НКТ (на фиг. не показаны) разного диаметра с размещением концов в различных интервалах горизонтального ствола добывающей скважины 2, в нагнетательной скважине 3 также размещают две колонны НКТ 8 разного диаметра. Затем в добывающую скважину 2 и в нагнетательную скважину 3 закачивают пар для освоения и создания гидродинамической связи между парой скважин 2 и 3. После завершения закачки пара добывающую скважину 2 и нагнетательную скважину 3 останавливают на термокапиллярную пропитку и распределение тепла. Извлекают из добывающей скважины 2 две колонны НКТ (на фиг. не показаны) и проводят измерения распределения температуры (в т.ч. изменения) вдоль ствола добывающей скважины 2. Размещают электроцентробежный насос 9 в фильтре-хвостовике щелевом 4, спускаемый на НКТ 10. В горизонтальном стволе добывающей скважины 2 определяют температуру посредством оптоволоконного кабеля, распределение температуры вдоль горизонтального ствола добывающей скважины 2, строят графики зависимости температуры от глубины добывающей скважины 2.

Пример конкретного выполнения

Имеется нефтенасыщенный пласт 1 Урмышлинского месторождения с глубиной залегания кровли - 193 м, вязкость нефти в пластовых условиях 27520 мПа*с при начальной пластовой температуре 9°С. Производят строительство пары одноустьевых горизонтальных скважин 2 и 3. Добывающая скважина 2 с горизонтальным стволом длиной 843 м на глубине 212 м пробурена долотом диаметром 244,5 мм. Далее осуществляют одновременный спуск фильтра-хвостовика щелевого 4 и оптоволоконного кабеля в колонне гибких труб 6 в горизонтальную часть добывающей скважины 2. При спуске фильтра-хвостовика щелевого 4 оставляют трубу длиной 10 м (в других случаях это расстояние составляет 24 м и 30 м) внутри эксплуатационной колонны 7 (с входом в эксплуатационную колонну 7, для предотвращения вылета фильтра-хвостовика щелевого 4 из эксплуатационной колонны 7). Оптоволоконный кабель в колонне гибких труб 6 располагают с внешней стороны фильтра-хвостовика щелевого 4 и спускают таким образом, чтобы конец оптоволоконного кабеля оказался на забое добывающей скважины 2 и протянулся вдоль всего ствола скважины 2. Продвижение оптоволоконного кабеля в колонне гибких труб 6 в заколонное пространство скважины 2 сопровождают размоткой с транспортного барабана на длину скважины 2 от устья до забоя - 1195 м. Нагнетательная скважина 3 с горизонтальным стволом длиной 820 м на глубине 207 м пробурена долотом диаметром 244,5 мм и также оснащена фильтром-хвостовиком щелевым 5.

В добывающей скважине 2 конец первой колонны НКТ диаметром 60 мм беспрепятственно спускают на глубину 315 м, конец второй колонны НКТ диаметром 89 мм беспрепятственно спускают во вторую половину горизонтального ствола на глубину 826 м, в нагнетательной скважине 3 также размещают две колонны НКТ 8 разного диаметра с концами на глубинах 283 м и 742 м. Далее закачивают пар объемом 6670 т в добывающую скважину 2 и 8370 т в нагнетательную скважину 3 для освоения и создания гидродинамической связи между парой скважин 2 и 3. Вследствие ограниченной приемистости расход пара для нагнетательной скважины 3 составил 80 т/сут, для добывающей 2- 65 т/сут. После завершения закачки пара скважины 2 и 3 останавливают на термокапиллярную пропитку и распределение тепла. Через 12 суток из добывающей скважины 2 извлекают две колонны НКТ. В горизонтальном стволе добывающей скважины 2 определяют распределение температуры вдоль горизонтального ствола добывающей скважины 2, строят графики зависимости температуры от глубины скважины. Устанавливают насос 9 марки ЭЦНАИ5-125-400 в фильтре-хвостовике щелевом 4 на глубине 463 м, спускаемый на колонне НКТ 10 диаметром 60 мм. Информация о распределении температуры вдоль ствола добывающей скважины 2 по кабелю передается на устье скважины 2.

Применение предлагаемого способа позволяет предотвратить прихваты, скручивания, обрезы гибкой трубы с оптоволоконным кабелем, освободить пространство внутри фильтра-хвостовика щелевого для безопасного и беспрепятственного перемещения насоса и НКТ, позволяет на постоянной основе отслеживать распределение температуры при работе насоса, не извлекая насос, исключить влияние движения жидкости внутри фильтра-хвостовика щелевого и получить более достоверное распределение температуры вдоль горизонтального ствола добывающей скважины, снизить потери нефти за счет безостановочного контроля термограммы.

Изобретение относится к разработке залежи сверхвязкой и битумной нефти для определения распределения температуры в нефтяной скважине. Способ определения распределения температуры в нефтяной скважине, добывающей сверхвязкую нефть, включает размещение оптоволоконного кабеля в колонне гибких труб, спуск колонны гибких труб на длину скважины от устья до забоя, фиксацию изменения температурного распределения в скважине. Спуск оптоволоконного кабеля в колонне гибких труб производят одновременно со спуском фильтра-хвостовика щелевого, с возможностью расположения оптоволоконного кабеля с внешней стороны фильтра-хвостовика щелевого и вытягивания оптоволоконного кабеля вдоль всего ствола скважины с размещением конца на забое скважины. Конец фильтра-хвостовика щелевого располагают с входом в эксплуатационную колонну добывающей скважины на расстояние от 10 до 30 м. Обеспечивается предотвращение прихватов, скручиваний, обрезов гибкой трубы с оптоволоконным кабелем, освобождение пространства внутри фильтра-хвостовика щелевого для безопасного и беспрепятственного перемещения насоса и насосно-компрессорной трубы НКТ, исключение влияния движения жидкости внутри фильтровой колонны и получение более достоверного распределения температуры вдоль горизонтального ствола добывающей скважины. 1 ил.

Способ определения распределения температуры в нефтяной скважине, добывающей сверхвязкую нефть, включающий размещение оптоволоконного кабеля в колонне гибких труб, намотанной на транспортный барабан, спуск колонны гибких труб путем вращения транспортного барабана на длину скважины от устья до забоя, фиксацию изменения температурного распределения в скважине, отличающийся тем, что спуск оптоволоконного кабеля в колонне гибких труб производят одновременно со спуском фильтра-хвостовика щелевого, с возможностью расположения оптоволоконного кабеля с внешней стороны фильтра-хвостовика щелевого и вытягивания оптоволоконного кабеля вдоль всего ствола скважины с размещением конца на забое скважины, при этом конец фильтра-хвостовика щелевого располагают с входом в эксплуатационную колонну добывающей скважины на расстояние от 10 до 30 м.