Способ эксплуатации пары скважин для добычи высоковязкой нефти

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение и стабилизация пластового давления для поддержания паровой камеры над стволом добывающей скважины, работоспособность насосного оборудования, исключение снижения продуктивности работы скважин. В способе эксплуатации скважин для добычи высоковязкой нефти участок разбуривают сеткой оценочных вертикальных скважин с отбором кернов продуктивных горизонтов, проводят комплексные геофизические исследования скважин, получают предварительные геометрические и геолого-физические параметры залежи сверхвязкой нефти, уточняют контуры нефтеносности, определяют место размещения пары горизонтальных добывающей и нагнетательной скважин и объем извлекаемых запасов, приходящихся на пару скважин. После продолжительной эксплуатации пары скважин и отбора более 50% от начального объема извлекаемых запасов, приходящихся на пару скважин. для поддержания пластового давления и продуктивности работы в добывающую скважину спускают две колонны насосно-компрессорных труб НКТ. Конец первой колонны НКТ с насосом размещают в эксплуатационной колонне, конец второй колонны НКТ размещают в горизонтальном стволе скважины в фильтровой части на расстоянии от 50 до 350 м от входа насоса. Далее возобновляют отбор продукции через первую колонну НКТ спущенным насосом, а во вторую колонну НКТ для поддержания пластового давления и остужения жидкости, поступающей на прием насоса, инициируют закачку воды с температурой близкой к начальной температуре залежи. Регулировкой режима закачки воды в добывающую скважину исключают процесс парообразования и срывы подачи на приеме насоса. После чего постепенно повышают режим отбора жидкости из добывающей скважины для увеличения дебита по нефти. 1 ил.

 

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

Известен способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть (патент RU № 2584437, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. № 14 от 20.05.2016), включающий закачку пара через горизонтальную скважину, отбор пластовой продукции через горизонтальную добывающую скважину, расположенную ниже и параллельно нагнетательной скважине, причем 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.

Наиболее близким 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, причем 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 обоих способов являются падение пластового давления на участке продуктивного пласта после продолжительной эксплуатации парой скважин, характерное для залежей высоковязкой нефти с низкой пьезопроводностью пласта, вследствие создания замкнутой системы - гидродинамически ограниченной зоны, охваченной парогравитационным воздействием, в пределах 50-70 м по латерали от стволов скважин и кровлей продуктивного пласта, а также значительного уменьшения объемов закачиваемого пара при его конденсации в холодном пласте, при этом сама паровая камера опускается постепенно до добывающей скважины вызывая перегрев глубинно-насосного оборудования, и приходится снижать объемы закачиваемого пара, что дополнительно снижает пластовое давление и дебиты по нефти.

Технической задачей заявляемого способа являются повышение и стабилизация пластового давления на уровне необходимом для поддержания паровой камеры над стволом добывающей скважины, сохранение работоспособности насосного оборудования и исключение снижения продуктивности работы пары скважин с постоянным расходом закачки пара через нагнетательную скважину и отбора жидкости через добывающую за счет снижения температуры в ней.

Техническая задача решается способом эксплуатации скважин для добычи высоковязкой нефти, включающим строительство нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, спуск в нагнетательную скважину как минимум одной колонны насосно-компрессорных труб - НКТ, размещение в добывающей скважине оптоволоконного кабеля и колонну 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, проведение в добывающей скважине термобарических измерений и посредством оптоволоконного кабеля выявление зоны горизонтального ствола добывающей скважины с различной температурой, установление постоянного режима работы пары скважин изменением подачи пара через нагнетательную скважину и объема отбора электроцентробежным насосом с температурой жидкости на входе, равной максимально допустимой по условиям работы электроцентробежного насоса.

Новым является то, что до строительства горизонтальных скважин участок разбуривают сеткой оценочных вертикальных скважин с отбором кернов продуктивных горизонтов, проводят комплексные геофизические исследования скважин - ГИС, по результатам обобщения полученных материалов и лабораторных исследований керна получают предварительные геометрические и геолого-физические параметры залежи сверхвязкой нефти, уточняют контуры нефтеносности, определяют место размещения пары горизонтальных добывающей и нагнетательной скважин и объем извлекаемых запасов, приходящихся на пару скважин, после продолжительной эксплуатации пары скважин и отбора более 50 % от начального объема извлекаемых запасов приходящихся на пару скважин для поддержания пластового давления и продуктивности работы в добывающую скважину спускают две колонны НКТ, конец первой колонны НКТ с насосом размещают в эксплуатационной колонне, конец второй колонны НКТ размещают в горизонтальном стволе скважины в фильтровой части на расстоянии от 50 м до 350 м от входа насоса, далее возобновляют отбор продукции через первую колонну НКТ спущенным насосом, а во вторую колонну НКТ для поддержания пластового давления и остужения жидкости, поступающей на прием насоса, инициируют закачку воды с температурой близкой к начальной температуре залежи, регулировкой режима закачки воды в добывающую скважину исключают процесс парообразования и срывы подачи на приеме насоса, после чего постепенно повышают режим отбора жидкости из добывающей скважины для увеличения дебита по нефти.

На чертеже изображена схема реализации способа в продольном вертикальном разрезе.

Способ эксплуатации скважин для добычи высоковязкой нефти включает разбуривание продуктивной залежи 1 высоковязкой нефти сеткой оценочных вертикальных скважин с отбором керна продуктивных горизонтов, проведение комплексных геофизических исследований скважин - ГИС, по результатам обобщения полученных материалов и лабораторных исследований керна получают предварительные геометрические и геолого-физические параметры залежи сверхвязкой нефти, уточняют контуры нефтеносности, определяют место размещения пары горизонтальных добывающей 2 и нагнетательной 3 скважин и объем извлекаемых запасов, приходящихся на пару скважин 2 и 3. Далее осуществляют строительство в пределах продуктивного пласта 1 строительство нагнетательной скважины 3 и добывающей скважины 2, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине 3. Горизонтальные стволы скважин 2 и 3 обсаживают колонной с щелями - щелевым фильтром 4 (фильтровая часть - показана условно). Производят спуск в нагнетательную скважину 3 как минимум одной колонны НКТ 5. Размещают в добывающей скважине 2 оптоволоконный кабель (не показан), колонну НКТ 6 с электроцентробежным насосом 7 и датчиками температуры (не показаны) на входе в электродвигатель электроцентробежного насоса 7 и в электроцентробежном насосе 7. Производят регулируемую закачку пара в нагнетательную скважину 3 через колонны НКТ 5, проведение в добывающей скважине 2 термобарических измерений и посредством оптоволоконного кабеля выявление зоны фильтровой части 4 добывающей скважины 2 с различной температурой. Устанавливают постоянный режим работы пары скважин 2 и 3 изменением подачи пара через нагнетательную скважину 3 и объема отбора из добывающей скважины 2 электроцентробежным насосом 7 с температурой жидкости на входе, равной максимально допустимой по условиям работы электроцентробежного насоса 7. После продолжительной эксплуатации пары скважин 2 и 3 и отбора более 50 % от начального объема извлекаемых запасов приходящихся на пару скважин 2 и 3 для поддержания пластового давления и продуктивности работы в добывающую скважину 2 спускают две колонны НКТ 6 и 8. Конец первой колонны НКТ 6 с насосом 7 размещают в эксплуатационной колонне 9 (показана условно), конец 10 второй колонны НКТ 8 размещают в фильтровой части 4 скважины 2 на расстоянии Н = 50 м - 350 м от входа насоса 7. Возобновляют отбор продукции через первую колонну НКТ 6 спущенным насосом 7, а во вторую колонну НКТ 8 для поддержания пластового давления и остужения жидкости, поступающей на прием насоса 7, инициируют закачку воды с температурой близкой к начальной температуре залежи 1. Регулировкой режима закачки воды в добывающую скважину 2 исключают процесс парообразования и срывы подачи на приеме насоса 7, после чего постепенно повышают режим отбора жидкости из добывающей скважины 2 для увеличения дебита по нефти с сохранением стабильного и постоянного режима работы насоса7.

Конец 10 второй колонны НКТ 8 размещают в фильтровой части 4 скважины 2 на расстоянии Н = 50 м - 350 м от входа насоса 7 для обеспечения охлаждения поступающей продукции и исключения прямой перекачки воды из второй колонны НКТ 8 в первую колонну НКТ 6 насосом 7.

Предлагаемый способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, повысить и стабилизировать пластовое давление на уровне необходимом для поддержания паровой камеры над стволом добывающей скважины, сохранить работоспособность насосного оборудования и исключить снижение продуктивности работы пары скважин с постоянным расходом закачки пара через нагнетательную скважину и отбора жидкости через добывающую за счет снижения температуры в ней.

Способ эксплуатации скважин для добычи высоковязкой нефти, включающий строительство нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, спуск в нагнетательную скважину как минимум одной колонны насосно-компрессорных труб - НКТ, размещение в добывающей скважине оптоволоконного кабеля, колонну 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, проведение в добывающей скважине термобарических измерений и посредством оптоволоконного кабеля выявление зоны горизонтального ствола добывающей скважины с различной температурой, установление постоянного режима работы пары скважин изменением подачи пара через нагнетательную скважину и объема отбора электроцентробежным насосом с температурой жидкости на входе, равной максимально допустимой по условиям работы электроцентробежного насоса, отличающийся тем, что до строительства горизонтальных скважин участок разбуривают сеткой оценочных вертикальных скважин с отбором кернов продуктивных горизонтов, проводят комплексные геофизические исследования скважин - ГИС, по результатам обобщения полученных материалов и лабораторных исследований керна получают предварительные геометрические и геолого-физические параметры залежи сверхвязкой нефти, уточняют контуры нефтеносности, определяют место размещения пары горизонтальных добывающей и нагнетательной скважин и объем извлекаемых запасов, приходящихся на пару скважин, после продолжительной эксплуатации пары скважин и отбора более 50% от начального объема извлекаемых запасов приходящихся на пару скважин для поддержания пластового давления и продуктивности работы в добывающую скважину спускают две колонны НКТ, конец первой колонны НКТ с насосом размещают в эксплуатационной колонне, конец второй колонны НКТ размещают в горизонтальном стволе скважины в фильтровой части на расстоянии от 50 до 350 м от входа насоса, далее возобновляют отбор продукции через первую колонну НКТ спущенным насосом, а во вторую колонну НКТ для поддержания пластового давления и остужения жидкости, поступающей на прием насоса, инициируют закачку воды с температурой близкой к начальной температуре залежи, регулировкой режима закачки воды в добывающую скважину исключают процесс парообразования и срывы подачи на приеме насоса, после чего постепенно повышают режим отбора жидкости из добывающей скважины для увеличения дебита по нефти.