Результат интеллектуальной деятельности: Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть

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

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием пары горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин (патент RU №2379494, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №2 от 20.01.2010), горизонтальные участки которых размещены параллельно одна над другой в вертикальной плоскости продуктивного пласта, оснащенных колонной насосно-компрессорных труб, позволяющих вести одновременно закачку теплоносителя и отбор продукции, закачку теплоносителя, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор продукции через добывающую скважину по насосно-компрессорным трубам и контроль технологических параметров пласта и скважины, при этом окончания колонн насосно-компрессорных труб располагают на противоположных концах условно горизонтального участка скважин, прогрев продуктивного пласта начинают с закачки пара в обе скважины, разогревают межскважинную зону пласта, снижают вязкость высоковязкой нефти, а паровую камеру создают закачкой теплоносителя, распространяющегося к верхней части продуктивного пласта с увеличением размеров паровой камеры, в процессе отбора продукции, периодически, 2-3 раза в неделю, определяют минерализацию попутно отбираемой воды, анализируют влияние изменения минерализации попутно отбираемой воды на равномерность прогрева паровой камеры и с учетом изменения минерализации попутно отбираемой воды осуществляют равномерный прогрев паровой камеры путем регулирования режима закачки теплоносителя или отбора продукции скважин до достижения стабильной величины минерализации попутно отбираемой воды.

Недостатком известного способа является отсутствие контроля температуры в горизонтальной добывающей скважине, что приводит или к перегреву скважины и выходу из строя глубинно-насосного оборудования, или к недогреву и потерям дебита нефти.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, (патент RU №2663528, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №22 от 07.08.2018), включающий строительство 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, размещение в добывающей скважине оптоволоконного кабеля и НКТ с электроцентробежным насосом и датчиками температуры на входе в электродвигатель электроцентробежного насоса и в электроцентробежном насосе, регулируемую закачку пара в нагнетательную скважину через колонны НКТ различного диаметра, проведение в добывающей скважине термобарических измерений и посредством оптоволоконного кабеля выявление зоны горизонтального ствола добывающей скважины с различной температурой, определение в одной из выявленных зон интервала с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, в котором размещают электроцентробежный насос, при этом изменением подачи пара через нагнетательную скважину и работой электроцентробежного насоса устанавливают режим работы пары скважин, причем при температуре жидкости на входе, равной максимально допустимой по условиям работы электроцентробежного насоса, поддерживают постоянный режим его работы, при этом в горизонтальном стволе нагнетательной скважины проводят геофизические исследования по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола, после чего в нагнетательной скважине размещают две колонны НКТ, при этом конец колонны меньшего диаметра - в начале горизонтального ствола, а конец колонны большего диаметра - в зоне с нефтенасыщенностью более 60%, посредством геофизических исследований в горизонтальном стволе добывающей скважины для установки насоса выявляют переходную зону с температурой между большим и меньшим прогревом, размещают электроцентробежный насос в данной переходной зоне, 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.

Недостатками известного способа являются снижение стабильности и/или выход из строя электропогружного насоса в случаях значительного выноса песка из породы, достижения предельной температуры работоспособности на приеме насоса, выход из строя оптоволоконного кабеля вследствие перегрева, а также неравномерность прогрева и создания паровой камеры вследствие наличия только двух точек нагнетания пара вдоль ствола нагнетательной скважины.

Техническими задачами заявляемого способа являются повышение стабильности работы насоса за счет спуска насоса с хвостовиком, сообщенным с входом насоса, причем вход хвостовика размещают в переходной температурной зоне, а насос - за пределами фильтровой части горизонтального ствола добывающей скважины, а также использование в нагнетательной скважине на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) большего диаметра муфты или муфт с отверстием или отверстиями диаметром 6-8 мм в районе середины фильтровой части для равномерного прогрева горизонтального ствола скважины и пласта, создание более растянутой по горизонтальному стволу скважин паровой камеры и вовлечение парогравитационным воздействием большей зоны пласта.

Техническая задача решается способом эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, включающим строительство с фильтровыми частями в соответствующих горизонтальных стволах добывающей скважины и нагнетательной скважины, расположенной ниже и параллельно добывающей скважины, проведение в горизонтальном стволе нагнетательной скважины геофизических исследований по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола, размещение в нагнетательной скважине двух колонн насосно-компрессорных труб - НКТ, при этом конец колонны НКТ меньшего диаметра размещают в начале горизонтального ствола, а конец колонны НКТ большего диаметра в зоне с нефтенасыщенностью более 60%, регулируемую закачку пара в нагнетательную скважину через колонны НКТ различного диаметра, а посредством геофизических исследований в горизонтальном стволе добывающей скважины выявляют переходную зону с температурой между большим и меньшим прогревом, из которой осуществляют отбор электроцентробежным насосом, 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.

Новым является то, что перед спуском в нагнетательную скважину в колонне НКТ большего диаметра оснащают одну или несколько муфт одним или двумя отверстиями, располагаемыми по периметру равномерно, отверстия во время спуска размещают в районе середины фильтровой части для создания дополнительной точки или нескольких точек закачки пара для равномерного прогрева вдоль всего горизонтального ствола скважины и большего охвата пласта, при этом муфты с 2-мя отверстиями используют при объеме закачки пара не менее 120 т/сут в НКТ большего диаметра, причем при длине фильтровой части менее 500 м спускают одну муфту с отверстием или 2-мя отверстиями 6 мм, при длине 500-700 м спускают одну муфту с отверстием или 2-мя отверстиями 8 мм, при длине фильтровой части более 700 м спускают 2 муфты с отверстием или 2-мя отверстиями 8 мм и расстоянием между данными муфтами не менее 100 м, в добывающую скважину спускают насос с хвостовиком, сообщенным с входом насоса, вход хвостовика размещают в переходной температурной зоне, а насос - за пределами фильтровой части горизонтального ствола добывающей скважины. Способ осуществляется следующим образом.

Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, включает строительство в продуктивном пласте 1 добывающей скважины 2 (см. фиг. 1) и, нагнетательной скважины 3, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине 3. Горизонтальные стволы скважин 2, 3 обсажены колонной с щелями - щелевым фильтром 4 (фильтровая часть). Проводят в горизонтальном стволе нагнетательной скважины 3 геофизические исследования по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола, размещение в нагнетательной скважине 3 двух колонн НКТ 5, 5', при этом конец колонны меньшего диаметра 5 размещают в эксплуатационной колонне, а конец колонны большего диаметра 5' в зоне с нефтенасыщенностью более 60% во второй половине фильтра 4. Перед спуском в нагнетательную скважину 3 в колонне НКТ 5' большего диаметра оснащают одну или несколько муфт 6 одной или двумя отверстиями (показаны условно), располагаемыми по периметру равномерно, отверстия во время спуска размещают в районе середины фильтра 4 нагнетательной скважины для создания дополнительной точки или нескольких точек закачки пара для равномерного прогрева вдоль всего горизонтального ствола скважины 3. При этом муфты 6 с 2-мя отверстиями используют при объеме закачки пара не менее 120 т/сут в НКТ 5' большего диаметра. При длине фильтра 4 менее 500 м спускают одну муфту с отверстием или 2-мя отверстиями примерно 6 мм, при длине 500-700 м одну муфту 4 с отверстием или 2-мя отверстиями примерно 8 мм, при длине фильтра 4 более 700 м спускают 2 муфты с отверстием или 2-мя отверстиями 8 мм и расстоянием между данными муфтами 6 не менее 100 м (не показано). Это позволяет прогревать горизонтальный ствол скважины 3 и продуктивный пласт 1 из нескольких точек, что приводит к более равномерному прогреву. Диаметры отверстий 6±1 мм и 8±1 мм подобраны эмпирическим путем.

В горизонтальном стволе добывающей скважины 2 проводят геофизические исследования для определения переходной зоны с температурой между большего и меньшим прогревом, из которой осуществляют отбор насосом 7.

Насос 7 спускают на НКТ 8 в кожухе 9 с хвостовиком 10, сообщенным с входом насоса 7 при помощи кожуха 9. Вход хвостовика 10 размещают в переходной температурной зоне, а насос 7 - за пределами фильтра 4 горизонтального ствола добывающей скважины 2. Достигают постоянного режима работы пары скважин 2 и 3 изменением подачи пара через нагнетательную скважину 3 и интенсивностью отбора насосом 7 в добывающей 2, с температурой жидкости на входе насоса 7 близкой, но не более максимально допустимой по условиям работы насоса 7 (на это авторы не претендуют). При снижении температуры жидкости ниже максимально допустимой на входе насоса 7 увеличивают закачку пара через нагнетательную скважину 3, а при повышении температуры на входе насоса 7 снижают закачку пара через нагнетательную скважину 3 и/или переводят насос 7 в периодический режим работы. Пример конкретного выполнения.

На Чумачкинском месторождении сверхвязкой нефти, находящемся на глубине 95 м, коллектор - пласт 1 (фиг. 1) представлен неоднородными пластами толщиной около 22 м, пластовой температурой 8°С и давлением 0,4 МПа, нефтенасыщенностью 0,67 д. ед., пористостью 31%, проницаемостью 0,298 мкм2, плотностью битума в пластовых условиях 958 кг/м³, вязкостью 13011 мПа⋅с. В пласте 1 пробурили пару горизонтальных скважин: добывающую - 2 и нагнетательную - 3 на расстоянии примерно 5 м друг от друга. Нагнетательная скважина 3 с горизонтальным стволом длиной 544 м на глубине 109 м пробурена долотом диаметром 244,5 мм. Горизонтальный ствол нагнетательной скважины 3 обсажен щелевым фильтром 4 - колонной с щелями. После строительства скважин 2 и 3 провели геофизические исследования (электрические и радиоактивные) по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола скважин 2, 3. Добывающая скважина 2 с горизонтальным стволом длиной 592 м на глубине 114 м пробурена долотом диаметром 244,5 мм и обсажена другим щелевым фильтром 4 -колонной с щелями.

С устья в нагнетательную скважину 3 спущены две колонны НКТ 5 и 5'. Конец первой колонны НКТ 5 диаметром 60 мм спущен в начало горизонтального ствола, на глубину 448 м. Конец второй колонны 5' диаметром 89 мм спущен во вторую половину горизонтального ствола скважины 3, в зону с нефтенасыщенностью 73% на глубине 870 м, на глубине 663 м располагают муфту 6 НКТ с одним отверстием диаметром 8 мм.

Закачивают 4590 тонн пара через нагнетательную скважину 3 с расходом 67 т/сут в НКТ 5' и 28 т/сут в НКТ 5, и 3535 тонн пара в добывающую скважину 2 с расходом 76 т/сут. В добывающей скважине 2 проводят геофизические исследования по определению распределения давления и температуры по горизонтальному стволу скважины 2. Посредством этих исследований в горизонтальном стволе добывающей скважины 2 выявляют переходную зону с температурой между большим 129°С (на глубине 480 м) и меньшим 105°С (на глубине 660 м) прогревом, в который размещают при помощи колонны НКТ 8 вход хвостовика 10 диаметром 60 мм и длиной 182 м, соединенного с электроцентробежным насосом 7 марки ЭЦНА5А-125-400 в кожухе 9, спущенным на глубину 423 м. Насос 7 оборудован датчиками температуры на входе в электродвигатель электроцентробежного насоса (показано условно) и в электроцентробежном насосе 7. Вдоль ствола добывающей скважины 2 размещают оптоволоконный кабель для контроля температуры в процессе эксплуатации. Возобновляют закачку пара с расходом 65 т/сут в НКТ 5' и 30 т/сут в НКТ 5 через нагнетательную скважину 3, а пластовую продукцию из добывающей скважины 2 отбирают электроцентробежным насосом 7 через хвостовик 10 с режимом отбора 110 т/сут. Замеряют температуру на входе электроцентробежного насоса 7. Допустимая температура на приеме данного электроцентробежного насоса 7 составляет 130°С, при этом температура в области размещения конца хвостовика 10 может быть на 5-10°С выше, что не приводит к срывам работы насоса.

При температуре 115°С на приеме данного электроцентробежного насоса 7, его эксплуатируют в постоянном режиме, а закачку пара через нагнетательную скважину 3 увеличивают на 20 т/сут (на 10 т/сут в НКТ 5 и на 10 т/сут в НКТ 5'). Добиваются постоянного режима работы электроцентробежного насоса 7 с необходимым расходом для поддержания температуры жидкости на приеме электроцентробежного насоса 7 близкой, но не более 130°С.

Стабильность работы насоса 7 в условиях более высокого значения прогрева пласта 1 подтверждается увеличением межремонтного периода на 23% по сравнению с соседними скважинами участка. Размещение в районе середины фильтровой части дополнительной точки закачки пара в НКТ 5' большего диаметра позволяет достичь более равномерного прогрева вдоль всего горизонтального ствола скважины 3 и растянуть создаваемую паровую камеру над добывающей скважиной 2 вдоль всего горизонтального ствола. При этом парогравитационным воздействием охватывается большая зона пласта 1, что также подтверждается дебитом по нефти, превышающим на 15-17% аналогичные значения по скважинам участка, работающим без хвостовиков, по технологии описанной в наиболее близком аналоге.

Предлагаемый способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, позволяет повысить стабильности работы насоса за счет спуска насоса с хвостовиком, сообщенным с входом насоса, причем вход хвостовика размещают в переходной температурной зоне, а насос - за пределами фильтровой части горизонтального ствола добывающей скважины, а также создать более растянутую по горизонтальному стволу скважин паровую камеру и вовлечь парогравитационным воздействием большую зону пласта за счет использования в нагнетательной скважине на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) большего диаметра муфты или муфт с отверстием или отверстиями диаметром 6-8 мм в районе середины фильтровой части, обеспечивающими равномерный прогрев горизонтального ствола скважины и пласта.