Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин

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

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин (патент RU № 2663526, МПК E21B 43/24, E21B 07/04, E21B 47/06, опубл. 07.08.2018 в Бюл. № 22), включающий строительство в продуктивном пласте горизонтальной нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, спуск в нагнетательную скважину двух колонн насосно-компрессорных труб (НКТ) разного диаметра с размещением концов в различных интервалах горизонтального ствола, спуск в добывающую скважину одной или двух колонн НКТ со смещением конца или концов по горизонтали относительно концов НКТ нагнетательной скважины не менее чем на 10 м, первоначальный прогрев продуктивного пласта закачкой необходимого для прогрева межскважинного пространства залежи с созданием гидродинамической связи объема пара, выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола скважины, проведение термобарометрических измерений посредством геофизических исследований в добывающей скважине, по результатам которых в горизонтальном стволе добывающей скважины выявляют зоны с экстремальными температурами, а среди выявленных зон определяют зону с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, размещение спускаемого на колонне НКТ электроцентробежного насоса, оснащенного на приеме датчиками температуры и давления и оптоволоконного кабеля по всей длине фильтра, в дальнейшем ведение закачки пара через нагнетательную скважину и отбор продукции электроцентробежным насосом в добывающей скважине, отличающийся тем, что осуществляют первоначальный прогрев продуктивного пласта закачкой расчетного объема высокотемпературного пара в добывающую скважину, а исследования добывающей скважины осуществляют после термокапиллярной пропитки и остывания ствола скважины ниже предельной температуры для насоса, который устанавливают в переходной зоне с температурой между большим и меньшим прогревом, в ходе эксплуатации насоса производят мониторинг температур по длине добывающей скважины и на входе насоса, при достижении в зоне размещения насоса температуры, близкой к предельной для работы насоса, его перемещают в близлежащую зону, соответствующую условиям установки насоса, при этом точки подачи пара в нагнетательной скважине и точку отбора в добывающей скважине размещают со смещением по горизонтали не менее чем 10 м во избежание прорывов пара.

Наиболее близким по технической сущности является способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, включающий закачку пара через горизонтальную скважину (патент RU № 2584437, МПК E21B 43/24, опубл. 20.05.2016 в Бюл. № 14), отбор пластовой продукции через горизонтальную добывающую скважину, расположенную ниже и параллельно нагнетательной скважине, отличающийся тем, что 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 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.

Недостатками обоих аналогов являются узкая область применения так как предназначены для пластов залежи с высокой приемистости, в которых не происходит повышение давление в прискажинной зоне выше парообразования, исключая переход перегретой воды в пар, и большие затраты энергии при закачке теплоносителя в пласт из-за необходимости продавливания большого объема конденсата, образующегося при высоком давлении.

Технической задачей предполагаемого изобретения является создание способа разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин, позволяющего производить закачку пара также при средней и низкой приемистости пласта и снизить затраты энергии при закачке теплоносителя за счет снижения давления в прискважинной зоне ниже давления парообразования для перегретого пара.

Техническая задача решается способом разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин, включающий строительство в продуктивном пласте горизонтальной нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, спуск в нагнетательную скважину двух колонн насосно-компрессорных труб (НКТ) разного диаметра с размещением концов в различных интервалах горизонтального ствола, спуск в добывающую скважину одной или двух колонн НКТ со смещением конца или концов по горизонтали относительно концов НКТ нагнетательной скважины не менее чем на 10 м, первоначальный прогрев продуктивного пласта закачкой необходимого для прогрева межскважинного пространства залежи с созданием гидродинамической связи объема перегретого пара, выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола скважины, проведение термобарометрических измерений, размещение в добывающей скважине оптоволоконного кабеля и колонны насосно-компрессорных труб с глубинным насосом и датчиками температуры на входе, продолжение закачки через нагнетательную скважину пара в нагнетательную скважину и отбор продукции глубинным насосом из добывающей скважины.

Новым является то, что перед спуском для закачки пара концы НКТ в обеих скважинах оборудуют датчиками температуры и давления, закачку пара в обе скважины ведут вместе с термобарическими исследованиями, при достижении на обоих концах НКТ соответствующей скважины давления отсечки – давления парообразования при заданной температуре из нагнетательной скважины через устье стравливают парогазовую смесь для снижения давления на 5-10%, ведут контроль получения термогидродинамической связи с добывающей скважиной посредством отслеживания начала роста температуры и давления за счет закачки пара в добывающую скважину, в добывающую скважину продолжают закачивать пар с периодическим стравливанием давления на 5-10% при достижении давления отсечки до получения термогидродинамической связи между скважинами.

Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин включает строительство в продуктивном пласте горизонтальной нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, спуск в нагнетательную скважину двух колонн насосно-компрессорных труб (НКТ) разного диаметра с размещением концов в различных интервалах горизонтального ствола, спуск в добывающую скважину одной или двух колонн НКТ со смещением конца или концов по горизонтали относительно концов НКТ нагнетательной скважины не менее чем на 10 м, первоначальный прогрев продуктивного пласта закачкой необходимого для прогрева межскважинного пространства залежи с созданием гидродинамической связи объема перегретого пара. Причем перед спуском для закачки пара концы НКТ в обеих скважинах оборудуют датчиками температуры и давления, закачку пара в обе скважины ведут вместе с термобарическими исследованиями. При достижении на обоих концах НКТ соответствующей скважины давления отсечки – давления парообразования пара при заданной температуре из нагнетательной скважины для исключения образования конденсата через устье стравливают парогазовую смесь для снижения давления на 5-10%. Ведут при закачке пара контроль получения термогидродинамической связи с добывающей скважиной посредством отслеживания начала роста температуры и давления за счет закачки пара в добывающую скважину, в которую продолжают закачивать пар с периодическим стравливанием давления на 5-10% при достижении давления отсечки до получения термогидродинамической связи между скважинами. После чего проводят выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола добывающей скважины, в которой сначала осуществляют термобарометрические измерения, а потом размещают оптоволоконный кабель и колонну насосно-компрессорных труб с глубинным насосом. На входе глубинного насоса располагают перед спуском датчики температуры. Продолжают закачку через нагнетательную скважину пара и осуществляют отбор продукции глубинным насосом из добывающей скважины.

Исключение образования конденсата при закачке пара в скважины значительно упрощается процесс закачки в пласт пара, который с значительно меньшими усилиями (примерно в 2 - 4 раза) продавливается в коллектор пласта, прогревая пласт на большую глубину, чем жидкая фаза, что особенно актуально в пластах со средней и низкой приемистостью. Это все в совокупности позволяется экономить энергетические ресурсы при закачке теплоносителя в пласт.

Предлагаемый способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин позволяет производить закачку пара также при средней и низкой приемистости пласта и снизить затраты энергии при закачке теплоносителя за счет снижения давления в прискважинной зоне ниже давления парообразования для перегретого пара.