Способ определения распределения температуры в нефтяной скважине, добывающей сверхвязкую нефть

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности и достоверности определения распределения температуры в нефтяной скважине, добывающей сверхвязкую нефть с одновременным сокращением эксплуатационных затрат на закачку пара в пласт на период остановки добывающей скважины. В способе определения распределения температуры в нефтяной скважине, добывающей сверхвязкую нефть, включающем 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. 2 ил., 1 пр.

 

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 температуры при освоении и разработке парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть (патент RU № 2694317, МПК Е21В 43/24, 43/26, 7/04, опубл. 11.07.2019 г., бюл. № 20), включающий оснащение горизонтальной добывающей скважины при строительстве оптико-волоконным кабелем с датчиками температуры, а для создания проницаемой зоны подачу в продуктивный пласт через обе скважины теплоноситель температурой не менее 90°С, но не выше температуры парообразования в пластовых условиях, при этом в горизонтальном стволе добывающей скважины проводят геофизические исследования для выявления переходных зон между большим и меньшим прогревом, в которых выбирают зону с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м для размещения входа насоса, спускаемого на колонне насосно-компрессорных труб НКТ и оснащенного датчиками давления и температуры на входе.

Недостатками способа являются влияние работы насоса, создающего движение флюидов в стволе добывавшей скважины при снятии термограмм, а также влияние закачки пара в верхнюю нагнетательную скважину к искаженному определению распределения температуры по стволу скважины при снятии термограммы и принятию неверных решений о дальнейшей эксплуатации парных скважин.

Также известен способ использования оптоволоконных каротажных кабелей в нефтедобывающих скважинах для сбора данных о параметрах скважины (патент RU № 2445656, МПК G02B 6/44, МПК H01B 11/22, опубл. 20.03.2012 г., бюл. № 8).

Недостатком известного способа является то, что помимо измерений в скважине различных параметров способ не позволяет получать достоверные данные по температуре.

Наиболее близким является способ определения уровня жидкости в скважине с высокой температурой, добывающей высоковязкую нефть (патент RU № 2494248, МПК Е21В 47/047, G01F 23/00, опубл. 27.09.2013 г., бюл. № 27), включающий размещение оптоволоконного кабеля и насоса в эксплуатационной колонне, определение температуры по стволу скважины, построение графика зависимости температуры от глубины скважины, выделение на графике скачка температуры минимум на 10 градусов, ближайшего к устью скважины, определение глубины уровня жидкости в скважине как соответствующего глубине выделенного скачка температуры.

Недостатками способа являются влияние работы насоса, создающего движение флюидов в стволе добывавшей скважины, а также влияние закачки пара в верхнюю нагнетательную скважину к искаженному определению распределения температуры по стволу скважины при снятии термограммы.

Техническими задачами предлагаемого способа являются повышение эффективности и достоверности определения распределения температуры в нефтяной скважине, добывающей сверхвязкую нефть, за счет снятия термограммы при статическом режиме при остановке отбора из добывающей скважины и ограничения закачки пара, а также сокращение эксплуатационных затрат на закачку пара в пласт на период остановки добывающей скважины.

Технические задачи решаются способом определения распределения температуры в нефтяной скважине, добывающей сверхвязкую нефть, включающим размещение в эксплуатационной колонне оптоволоконного кабеля и насоса, определение температуры по стволу скважины, построение графика зависимости температуры от глубины скважины.

Новым является то, что при перегревах и остановках в работе насоса добывающей скважины производят его остановку для простоя продолжительностью 2-6 суток и 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.

Сущность изобретения

На фиг. 1 показана схема расположения парных горизонтальных скважин для организации отбора продукции из добывающей скважины погружным насосом и закачки теплоносителя через нагнетательную скважину.

На фиг. 2 показаны статическая и динамическая кривые распределения температуры вдоль ствола добывающей скважины (термограммы).

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

На залежи сверхвязкой нефти с нефтенасыщенным пластом 1 (фиг. 1) осуществляют строительство одноустьевых горизонтальной добывающей скважины 2 и нагнетательной скважины 3, расположенной выше и параллельно добывающей скважине 2. Снабжают вскрытые участки горизонтальных скважин 2 и 3 фильтрами (на фиг. 1, 2 не показаны) с образованием фильтровой части 4 (фиг. 1) и 5, соответственно. В нагнетательной скважине 3 размещают две колонны насосно-компрессорных труб – НКТ 6 и 7 с размещением концов в различных интервалах горизонтального ствола 3. В добывающей скважине 2 также размещают две колонны НКТ (на фиг. 1, 2 не показаны) разного диаметра с размещением концов в различных интервалах горизонтального ствола 2 (фиг. 1). 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. 1, 2 не показаны) и проводят термобарометрические измерения посредством геофизических исследований. Размещают электроцентробежный насос 8 в эксплуатационной колонне 9, а также оптоволоконный кабель (на фиг. 1, 2 не показан) вдоль всей длины скважины 2 (фиг. 1). В горизонтальном стволе добывающей скважины 2 определяют температуру, распределение температуры вдоль горизонтального ствола добывающей скважины 2, строят графики зависимости температуры от глубины скважины 2.

Закачивают пар через нагнетательную скважину 3 и отбирают пластовую продукцию посредством электроцентробежного насоса 8 через добывающую скважину 2. При перегревах и остановках в работе насоса 8 в добывающей скважине 2 производят остановку насоса 8 для простоя продолжительностью 2-6 суток и ограничивают закачку пара в нагнетательную скважину 3 на не менее 50 % от среднего расхода пара на период ограничения отбора жидкости. Время простоя необходимо для перераспределения давления и восстановления температурного профиля по всей длине ствола скважины 2. После простоя определяют статическую термограмму распределения температуры вдоль ствола добывающей скважины 2. На графике распределения температуры (фиг. 2) вдоль горизонтального ствола добывающей скважины 2 выявляют необходимые данные (например, температуру на уровне насоса 8 (фиг. 1) при статическом режиме). На основе полученных данных термограммы осуществляют регулирование закачки пара в нагнетательную скважину 3 путем снижения или повышения его закачки на 20-50 % от среднего расхода пара. Например, при достижении температуры на термограмме в области расположения насоса близкой или выше предельной температуры работоспособности насоса закачку пара снижают на 20-50 % от среднего расхода. При достижении температуры на термограмме в области расположения насоса ниже 70 % от температуры предельной работоспособности насоса закачку пара повышают на 20-50 % от среднего расхода пара. Периодически, например, через 30-90 суток, операции по определению статической термограммы распределения температуры вдоль ствола добывающей скважины и регулированию закачки пара в нагнетательную скважину повторяют. Либо проводят ремонтные работы по смене точки отбора жидкости на добывающей скважине с расположением в переходной зоне между большим и меньшим прогревом, также возможно изменение точек подачи пара на нагнетательной скважине.

Пример конкретного выполнения

Имеется нефтенасыщенный пласт 1 (фиг. 1) с глубиной залегания кровли - 175 м, вязкость нефти в пластовых условиях 31562 мПа*с при начальной пластовой температуре 8 °С. Производят строительство пары одноустьевых горизонтальных скважин 2 и 3. Добывающая скважина 2 с горизонтальным стволом длиной 843 м на глубине 169 м пробурена долотом диаметром 244,5 мм и обсажена колонной с щелями - щелевым фильтром с образованием фильтровой части 4. Нагнетательная скважина 3 с горизонтальным стволом длиной 820 м на глубине 164 м пробурена долотом диаметром 244,5 мм. Горизонтальный ствол скважины 3 обсажен колонной с щелями - щелевым фильтром с образованием фильтровой части 5. В нагнетательной скважине 3 размещают две колонны насосно-компрессорных труб – НКТ 6 и 7, конец первой колонны НКТ 6 диаметром 60 мм на глубину 320 м, конец второй колонны НКТ 7 диаметром 89 мм спускают во вторую половину горизонтального ствола на глубину 999 м. В добывающей скважине 2 конец первой колонны НКТ (на фиг. 1, 2 не показан) диаметром 60 мм спускают на глубину 310 м, конец второй колонны НКТ (на фиг. 1, 2 не показан) диаметром 89 мм спускают во вторую половину горизонтального ствола на глубину 1060 м. Далее закачивают пар объемом 5267 т в добывающую скважину 2 и 6972 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 8 суток из добывающей скважины 2 извлекают две колонны НКТ и проводят термобарометрические измерения посредством геофизических исследований. В горизонтальном стволе добывающей скважины 2 определяют температуру, распределение температуры вдоль горизонтального ствола добывающей скважины 2, строят графики зависимости температуры от глубины скважины. Устанавливают насос 8 марки ЭЦНАИ5-125-400 в пределах эксплуатационной колонны 9 на глубине 269 м с прокладкой оптоволоконного кабеля (на фиг. 1, 2 не показан) вдоль всей длины скважины 2. Информация по кабелю передается на устье скважины 2.

Закачивают пар через нагнетательную скважину 3 примерно 70 т/сут в НКТ 6 и 60 т/сут в НКТ 7 и отбирают пластовую продукцию посредством электроцентробежного насоса 8 через добывающую скважину 2 с расходом около 105 т/сут. При этом периодически происходит перегрев и остановка насоса 8, хотя температура на динамической термограмме составляла около 85 °С, при этом предельная температура работоспособности насоса 10 составляет 125,7 °С. Останавливают эксплуатацию насоса 8 в добывающей скважине 2 на 4 суток (на практике также осуществляли остановку насоса 8 на 2 и 6 суток) и ограничивают закачку пара в нагнетательную скважину 3 до 25 и 20 т/сут, соответственно в НКТ 6 и 7. После 4 суток простоя снимают статическую термограмму распределения температуры вдоль ствола добывающей скважины 2. На графике распределения температуры в статическом режиме (фиг. 2) вдоль ствола добывающей скважины 2 видно, что температура на уровне насоса 8 составляет около 118 °С, что очень близко к предельному значению работоспособности насоса 8. Принимают решение об ограничении закачки пара в НКТ 6 до уровня 30 т/сут и увеличении закачки пара до 80 т/сут в НКТ 7. Запускают насос 8 в работу. Периодически через 30 суток, 60 суток определяли статическую термограмму распределения температуры вдоль ствола добывающей скважины. Через 90 суток продуктивность добывающей скважины 2 начала снижаться, определили статическую термограмму распределения температуры. Выявили, что температура в статическом режиме в области насоса 8 достигла 57 °С, после чего принимают решение об увеличении закачки пара в НКТ 6 до 60 т/сут. После чего насос 8 в добывающей скважине 2 работает без срывов подачи при сохранении средней продуктивности.

Применение предлагаемого способа позволяет повысить эффективность и достоверность определения распределения температуры в нефтяной скважине, добывающей сверхвязкую нефть за счет снятия термограммы при статическом режиме при остановке отбора из добывающей скважины, а также позволяет сократить эксплуатационные затраты на закачку пара в пласт на период остановки добывающей скважины.

Способ определения распределения температуры в нефтяной скважине, добывающей сверхвязкую нефть, включающий размещение оптоволоконного кабеля в эксплуатационной колонне, определение температуры по стволу скважины, построение графика зависимости температуры от глубины скважины, отличающийся тем, что при перегревах и остановках в работе насоса добывающей скважины производят его остановку для простоя продолжительностью 2-6 суток и 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.