Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ПАРНЫХ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН, ДОБЫВАЮЩИХ ВЫСОКОВЯЗКУЮ НЕФТЬ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти.

Известен способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин (патент RU №2340768, МПК Е21В 43/24, опубл. в Бюл. №34 от 10.12.2008), включающий закачку теплоносителя через двухустьевую горизонтальную нагнетательную скважину, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры и отбор продукции через двухустьевую горизонтальную добывающую скважину, при этом прогрев продуктивного пласта начинают с закачки пара в обе скважины, разогревают межскважинную зону пласта, снижают вязкость нефти или битума, а паровую камеру создают закачкой теплоносителя с возможностью пробивания последнего к верхней части продуктивного пласта и увеличения размеров паровой камеры в процессе отбора продукции, при котором снимают термограммы паровой камеры, анализируют состояние ее прогрева на равномерность прогрева и наличие температурных пиков и с учетом полученных термограмм осуществляют равномерный прогрев паровой камеры путем смены направления фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции, при этом объем закачки теплоносителя через устья нагнетательной скважины и/или отбор продукции через устья добывающей скважины изменяют в соотношении, %: (10-90):(90-10).

Недостатком этого способа являются высокие материальные и энергетические затраты на строительство двухустьевых горизонтальных скважин, связанные с необходимостью добуривания, обсаживания, цементирования и обустройства второго устья.

Известен также способ разработки залежи сверхвязкой нефти (патент RU №2531412, МПК Е21В 43/24, опубл. в Бюл. №29 от 20.10.2014), включающий бурение пары горизонтальных верхней нагнетательной и нижней добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости, прогрев пласта закачкой пара в обе скважины с образованием паровой камеры, разогрев межскважинной зоны пласта, снижение вязкости сверхвязкой нефти, закачку пара в верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину и отбор продукции из нижней горизонтальной добывающее скважины, при этом прогревают пласт закачкой пара в обе скважины до стабилизации величины паронефтяного отношения, после чего поочередно используют три режима разработки залежи сверхвязкой нефти, первый режим включает закачку пара в нагнетательную скважину и выдержку его в пласте в течение 48-72 часов, второй режим включает закачку в добывающую скважину пропиленгликоля из расчета 5 м³ на 100 м горизонтального участка добывающей скважины с содержанием основного вещества не менее 98% с выдержкой в пласте в течение 12-24 часов и одновременной циркуляцией водяного пара в нагнетательной скважине, третий режим включает добычу высоковязкой нефти из добывающей скважины до возрастания величины паронефтяного отношения в 1,5 раза.

Недостатками способа являются отсутствие контроля равномерности прогрева межскважинного пространства на всех этапах эксплуатации пары скважин, что может привести к прорывам пара и выходу из строя насосного оборудования. Также после начала отбора продукции добывающей скважиной и достижения паронефтяного отношения 2,2-3,8 м³/т, то есть фактического получения растущего дебита по нефти, нецелесообразно останавливать отбор, переводить пару скважин на циклический режим работы, включающий период 48-72 суток без закачки пара, что приведет к остыванию паровой камеры и необходимости повторного освоения паром обеих скважин и создания паровой камеры.

Наиболее близким к заявляемому способу по совокупности существенных признаков является способ разработки нефтебитумной залежи (патент RU №2287677, МПК Е21В 43/24, опубл. в Бюл. №32 от 20.11.2006), включающий строительство добывающей двухустьевой горизонтальной скважины и отбор продукции, при этом выше добывающей двухустьевой горизонтальной скважины параллельно ей строят нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину, создают проницаемую зону между скважинами за счет нагнетания водяного пара в обе скважины, после создания проницаемой зоны подают пар только в нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину, а по добывающей двухустьевой горизонтальной скважине отбирают продукцию, при этом степень сухости закачиваемого пара периодически чередуют, вначале закачивают пар высокой степени сухости до увеличения приемистости нагнетательной двухустьевой горизонтальной скважины и доли пара в отбираемой продукции, а затем закачивают пар малой степени сухости, объем которого определяют по повышению давления нагнетания, которое поддерживают не превышающим давление раскрытия вертикальных трещин, а продукцию отбирают по добывающей двухустьевой горизонтальной скважине до полной выработки продуктивного пласта.

Недостатками данного способа являются высокие материальные и энергетические затраты на строительство двухустьевых горизонтальных скважин, связанные с необходимостью добуривания, обсаживания, цементирования и обустройства второго устья, отсутствие контроля состояния прогрева горизонтального ствола добывающей скважины, что может привести к прорывам пара к насосу и к неравномерному прогреву, и использование свабного насоса, который имеет ряд недостатков (низкая производительность, высокий износ сваба и резиновых уплотнителей, необходимость нахождения подъемника и бригады подземного ремонта на устье добывающей скважины).

Техническими задачами предлагаемого способа являются снижение материальных и энергетических затрат за счет использования одноустьевых скважин, исключение неравномерности прогрева и прорыва пара в добывающую скважину за счет применения контроля прогрева и увеличение надежности работы за счет использования погружных электроцентробежных насосов.

Технические задачи решаются способом разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть, включающим строительство горизонтальных добывающей скважины и нагнетательной скважины, располагаемой выше и параллельно добывающей скважине, создание проницаемой зоны между скважинами за счет нагнетания водяного пара в обе скважины, причем после создания проницаемой зоны подают пар только в нагнетательную горизонтальную скважину, а из добывающей горизонтальной скважины отбирают продукцию.

Новым является то, что в горизонтальном стволе нагнетательной скважины проводят геофизические исследования по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола, после чего в нагнетательной скважине размещают две колонны насосно-компрессорных труб - НКТ, при этом конец колонны меньшего диаметра располагают в начале горизонтального ствола, а конец колонны большего диаметра - в зоне с нефтенасыщенностью более 60%, а для закачки пара в добывающей скважине размещают одну или две колонны НКТ со смещением конца или концов по горизонтали относительно концов НКТ нагнетательной скважины не менее чем на 10 м, в обе скважины закачивают объем пара, рассчитываемый по формуле:

V=Lф*m,

где V - объем закачиваемого пара в горизонтальную скважину, т;

Lф - длина фильтровой части добывающей скважины, м;

m - коэффициент расхода пара на один погонный метр фильтровой части горизонтальной скважины, т/м,

после окончания закачки расчетного объема пара скважины останавливают на выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола добывающей скважины, в которой проводят термобарометрические измерения посредством геофизических исследований, по результатам которых в горизонтальном стволе добывающей скважины выявляют переходные зоны с температурой между большим и меньшим прогревом, а среди выявленных зон определяют зону с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, в которой размещают спускаемый на колонне НКТ электроцентробежный насос, оснащенный на приеме датчиками температуры и давления, и оптоволоконный кабель по всей длине фильтра, закачку пара через нагнетательную скважину возобновляют, а отбор продукции электроцентробежным насосом проводят со съемом термограммы вдоль ствола добывающей скважины посредством оптоволоконного кабеля и замером температуры на приеме электроцентробежного насоса для контролирования процесса равномерного прогрева добывающей скважины, 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, после стабилизации температуры на входе насоса равной максимально допустимой по условиям работы, насос переводят на постоянный режим работы.

Новым является также то, что при длине фильтровой части добывающей скважины менее 700 м в нее спускают одну колонну НКТ, причем коэффициент расхода пара на один погонный метр фильтровой части горизонтальной скважины составляет для нагнетательной скважины 8,3 т/м и для добывающей скважины - 6,6 т/м, а суточная закачка пара в нагнетательную скважину составляет 100 т/сут, а в добывающую скважину - 80 т/сут.

Новым является также то, что при длине фильтровой части добывающей скважины более 700 м в нее спускают две колонны НКТ, причем коэффициент расхода пара на один погонный метр фильтровой части горизонтальной скважины составляет для нагнетательной скважины 8,6 т/м и для добывающей скважин - 6,4 т/м, а суточная закачка пара в нагнетательную скважину составляет 160 т/сут, а в добывающую скважину - 120 т/сут.

На фиг. 1 показана схема прогрева пласта с длиной фильтровой части добывающей скважины менее 700 м.

На фиг. 2 показана схема прогрева пласта с длиной фильтровой части добывающей скважины более 700 м.

На фиг. 3 показана схема эксплуатации пласта с размещением насоса в добывающей скважине.

Способ разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть, включает строительство в продуктивном пласте 1 (фиг. 1, 2 и 3) горизонтальных добывающей скважины 2 и нагнетательной скважины 3, располагаемой выше и параллельно добывающей скважине 2, создание проницаемой зоны между скважинами 2 и 3 за счет нагнетания водяного пара в обе скважины 2 и 3. После создания проницаемой зоны подают пар только в нагнетательную горизонтальную скважину 3, а из добывающей горизонтальной скважины 2 отбирают продукцию насосом 4 (фиг. 3). В горизонтальном стволе нагнетательной скважины 3 (фиг. 1 и 2) проводят геофизические исследования по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола скважины 3, после чего в нагнетательной скважине размещают две колонны насосно-компрессорных труб - НКТ 5 и 6, при этом конец колонны меньшего диаметра 5 располагают в начале горизонтального ствола, а конец колонны большего диаметра 6 - в зоне с нефтенасыщенностью более 60%. Для закачки пара в добывающей скважине размещают одну 7 (фиг. 1) или две 8 (фиг. 2) и 9 колонны НКТ со смещением конца или концов по горизонтали относительно концов НКТ 5 и 6 нагнетательной скважины 3 не менее чем на 10 м для обеспечения более равномерного прогрева пласта 1. При длине фильтровой части добывающей скважины менее 700 м в нее спускают одну колонну НКТ 7 (фиг. 1), а при длине фильтровой части добывающей скважины более 700 м - две колонны НКТ 8 (фиг. 2) и 9.

В обе скважины 2 (фиг. 1 и 2) и 3 закачивают объем пара, рассчитываемый по формуле:

V=Lф*m,

где V - объем закачиваемого пара в горизонтальную скважину 2 или 3, т;

Lф - длина фильтровой части добывающей скважины 2, м;

m - коэффициент расхода пара на один погонный метр фильтровой части горизонтальной скважины 2 или 3, т/м.

При длине фильтровой части добывающей скважины менее 700 м (фиг. 1) коэффициент расхода пара (m) на один погонный метр фильтровой части горизонтальной скважины 2 или 3 составляет для нагнетательной скважины 3 - 8,3 т/м и для добывающей скважины 2 - 6,6 т/м, а суточная закачка пара (q) в нагнетательную скважину 3 составляет 100 т/сут, а в добывающую скважину 2 - 80 т/сут.

При длине фильтровой части добывающей скважины более 700 м (фиг. 2) коэффициент расхода пара (m) на один погонный метр фильтровой части горизонтальной скважины 2 или 3 составляет для нагнетательной скважины 3 - 8,6 т/м и для добывающей скважины 2 - 6,4 т/м, а суточная закачка пара (q) в нагнетательную скважину 3 составляет 160 т/сут, а в добывающую скважину 2 - 120 т/сут. Большие темпы закачки при длине фильтровой части ствола скважин 2 и 3 более 700 м объясняются необходимостью увеличить скорость течения пара для снижения потерь тепла закачиваемого пара на выходе из НКТ 5, 6 и 8, 9.

После окончания закачки расчетного объема пара (V), скважины 2 (фиг. 1 и 2) и 3 останавливают на выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола добывающей скважины 2, в которой после извлечения одной колонны НКТ 7 (фиг. 1) или двух колонн НКТ 8 (фиг. 2) и 9 проводят термобарометрические измерения посредством геофизических исследований. По результатам исследований в горизонтальном стволе добывающей скважины 2 (фиг. 3) выявляют переходные зоны с температурой между большим и меньшим прогревом, а среди выявленных зон определяют зону с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, в которой размещают спускаемый на колонне НКТ 10 электроцентробежный насос 4, оснащенный на приеме датчиками температуры и давления (на фиг. 3 не показаны) и оптоволоконный кабель по всей длине фильтра. Закачку пара через нагнетательную скважину 3 возобновляют, а отбор продукции электроцентробежным насосом 4 проводят со съемом термограммы вдоль ствола добывающей скважины 2 посредством оптоволоконного кабеля и замером температуры на приеме электроцентробежного насоса 4 для контролирования процесса равномерного прогрева добывающей скважины 2. При снижении температуры жидкости ниже максимально допустимой на входе насоса 4 увеличивают закачку пара через нагнетательную скважину 3. При повышении температуры на входе насоса 4 снижают закачку пара через нагнетательную скважину 5 и/или переводят насос 4 в периодический режим работы. После стабилизации температуры на входе электроцентробежного насоса 4, равной максимально допустимой по условиям работы, насос 4 переводят на постоянный режим работы.

Пример конкретного выполнения

В пласте 1 (фиг. 1 и 2) вязкость нефти составляет 27350*10^-6 м²/с (при 8°C). На месторождении производят строительство пары одноустьевых горизонтальных скважин 2 и 3. Нагнетательная скважина 3 с горизонтальным стволом длиной 812 м на глубине 97 м пробурена долотом диаметром 244,5 мм. Горизонтальный ствол скважины 3 обсажен колонной с щелями - щелевым фильтром (не показано). Добывающая скважина 2 с горизонтальным стволом длиной 817 м на глубине 103 м пробурена долотом диаметром 244,5 мм и обсажена колонной с щелями - щелевым фильтром (не показано). В горизонтальном стволе нагнетательной скважины 3 проводят геофизические исследования по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола скважины 3, после чего в нагнетательной скважине размещают две колонны насосно-компрессорных труб - НКТ 5 и 6. В нагнетательной скважине 3 конец первой колонны НКТ 5 диаметром 60 мм на глубину 230 м, конец второй колонны НКТ 6 диаметром 89 мм спускают во вторую половину горизонтального ствола в зону с нефтенасыщенностью 68% на глубину 635 м. В добывающей скважине 2 конец первой колонны НКТ 8 диаметром 60 мм спускают на глубину 320 м, конец второй колонны НКТ 9 диаметром 89 мм спускают во вторую половину горизонтального ствола на глубину 753 м, причем концы колонн 8 и 9 разнесены по горизонтали на 70 м и 90 м от колонн 4 и 5 соответственно. Далее закачивают пар расчетного объема для освоения и создания гидродинамической связи между парой скважин с коэффициентом расхода пара (m) на один погонный метр фильтровой части горизонтальной скважины 2 или 3 для нагнетательной скважины 3 - 8,6 т/м и для добывающей скважины 2 - 6,4 т/м и с суточным расходом 160 т/сут для нагнетательной скважины и 120 т/сут для добывающей скважины. После окончания закачки расчетного объема пара скважины 2 и 3 останавливают на выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола добывающей скважины 2, в которой после извлечения двух колонн НКТ 8 и 9 проводят термобарометрические измерения посредством геофизических исследований. По результатам исследований в горизонтальном стволе добывающей скважины 2 (фиг. 3) выявляют переходные зоны с температурой между большим и меньшим прогревом, а среди выявленных зон определяют зону с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, в которой размещают спускаемый на колонне НКТ 10 электроцентробежный насос 4 марки ЭЦН5А-160-300, оснащенный на приеме датчиками температуры и давления, и оптоволоконный кабель по всей длине фильтра. Информация с датчиков по кабелю передается на устье скважины 2.

Закачивают пар через нагнетательную скважину 3 примерно 160 т/сут и отбирают пластовую продукцию посредством электроцентробежного насоса 4 через добывающую скважину 2. Снимают термограммы вдоль ствола добывающей скважины 2 и замеряют температуру и давление на приеме электроцентробежного насоса 4.

Допустимая температура на приеме данного электроцентробежного насоса 4 составляет 128,6°C. Температура на приеме электроцентробежного насоса составляет 121,9°C. При такой температуре эксплуатируют насос 4 в постоянном режиме. Увеличивают закачку пара через нагнетательную скважину 3 примерно на 10%.

При температуре в районе электроцентробежного насоса более 128,6°C переводят насос 4 в периодический режим работы 80/20 (80 минут эксплуатации / 20 минут бездействия и т.д.) и снижают закачку пара в нагнетательной скважине 3 примерно на 10%.

Добиваются постоянного режима работы электроцентробежного насоса 4 с необходимым расходом для поддержания температуры жидкости на приеме электроцентробежного насоса 4, близкой, но не более 128,6°C.

За счет постоянного контроля за термограммами в добывающей скважине 2 не было зафиксировано ни одного прорыва пара. Равномерность прогрева по всей длине добывающей скважины 2 поддерживают за счет использования двух труб НКТ 4 и 5 разного диаметра в нагнетательной скважине 3. Использование погружного электроцентробежного насоса 4 позволило увеличить отбор продукции из пласта за счет увеличения вдвое времени безаварийной работы.

Предлагаемый способ разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть, позволяет снизить материальные и энергетические затраты за счет использования одноустьевых скважин, исключить неравномерность прогрева и прорыва пара в добывающую скважину за счет применения контроля прогрева и увеличить надежность работы за счет использования погружных электроцентробежных насосов.