RU2795283C1

RU2795283C1 - Method for developing superviscous oil deposits

Info

Publication number: RU2795283C1
Application number: RU2023103010A
Authority: RU
Inventors: Марат Инкилапович Амерханов; Фаниль Муктасимович Ахметзянов; Нияз Анисович Аслямов; Наиль Мунирович Ахметшин
Original assignee: Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Filing date: 2023-02-10
Publication date: 2023-05-02

Abstract

FIELD: oil production.

SUBSTANCE: method for the development of deposits of super-viscous oil. The method for developing a super-viscous oil deposit includes the construction of a horizontal production well and an injection well. Two strings of tubing are placed in the injection well, with the end of the string of smaller diameter being placed at the beginning of the horizontal wellbore, and the end of the string of larger diameter in the zone with oil saturation of more than 60%. For steam injection, one or two tubing strings are placed in the production well with the end or ends horizontally offset relative to the ends of the injection well tubing by at least 10 m. Steam is pumped into both wells. The wells are shut for soaking for thermocapillary impregnation. A fiber-optic cable and an electric centrifugal pump, which is lowered on the tubing string, are placed. Selection of products by an electric centrifugal pump is carried out with the removal of a thermogram along the wellbore. When the liquid temperature drops below the maximum allowable at the pump inlet, the steam injection through the injection well 3 is increased, and when the temperature at the pump inlet, the steam injection through the injection well 3 is reduced and/or the pump is switched to a periodic operation mode. After stabilization of the inlet temperature, the pump is transferred to a constant mode of operation. Prior to well construction, a unified geological model of the reservoir is built, the location of horizontal wells within the reservoir is designed, and the volume of initial recoverable reserves per each pair of horizontal wells is determined. After the construction of horizontal wells, the production strings are lowered into the wells with entry into the horizontal parts for a length of at least 50 m and the subsequent descent of the well slotted filters from the end of the production strings to the bottom of the wells. During the well operation, when the temperature at the pump inlet reaches more than 100°C a decrease in the volume of residual recoverable oil reserves of less than 50% of the volume of initial recoverable oil reserves, the pump is removed and the non-perforated horizontal part of the production string of the production well is perforated for at least 50 m. The well slotted filter is moved inside the well towards the surface into the perforated zone and then the pump is lowered into this zone.

EFFECT: increasing the efficiency of development by pumping equipment, to enhance the coverage of the formation by steam exposure, to increase the oil recovery of the deposit.

1 cl, 2 dwg

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти.The invention relates to the oil industry and can be used in the development of deposits of high-viscosity and bituminous oil.

Известен способ разработки залежи сверхвязкой нефти (патент RU № 2675114, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №35 от 05.02.2018), включающий строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, оснащенных в горизонтальной части соответствующими фильтрами-хвостовиками, прогрев залежи закачкой теплоносителя - пара в обе скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, закачку пара через нагнетательные скважины, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль состояния паровой камеры, после выработки участка залежи в одной из пар скважин останавливают закачку пара и отбор жидкости, после снижения температуры в добывающей скважине ниже 80°С из остывшей добывающей скважины извлекают фильтр-хвостовик, из добывающей скважины производят бурение нового горизонтального ствола, оснащаемого впоследствии фильтром-хвостовиком, в направлении не охваченных разработкой участков, производят закачку пара в обе скважины для получения гидродинамической связи между стволами и поддержания необходимой температуры, закачивают пар через нагнетательную скважину и осуществляют отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через новый ствол добывающей скважины с контролем состояния паровой камеры.A known method for the development of extra-viscous oil deposits (patent RU No. 2675114, IPC E21B 43/24, publ. Bull. No. 35 dated 05.02.2018), including the construction of pairs of horizontal production and injection wells arranged one above the other, equipped in the horizontal part with appropriate filters - liners, warming up the deposit by injecting a coolant - steam into both wells with warming up the reservoir and creating a steam chamber, injecting steam through injection wells, withdrawing products due to steam gravity drainage through production wells and monitoring the state of the steam chamber, after working out a section of the deposit in one of the pairs of wells steam injection and liquid extraction are stopped, after the temperature in the production well drops below 80°C, a liner filter is removed from the cooled production well, a new horizontal wellbore is drilled from the production well, subsequently equipped with a liner filter, in the direction of areas not covered by development, injection is performed steam into both wells in order to obtain hydrodynamic connection between the wells and maintain the required temperature, steam is pumped through the injection well and production is carried out due to steam gravity drainage through the new wellbore of the production well with control of the state of the steam chamber.

Недостатком способа является необходимость бурения нового горизонтального ствола, требующего значительных затрат. The disadvantage of this method is the need to drill a new horizontal well, which requires significant costs.

Наиболее близким является способ разработки залежи сверхвязкой нефти (патент RU № 2663527, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №22 от 07.08.2018), включающий 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, 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:The closest is the method of developing a deposit of extra-viscous oil (patent RU No. 2663527, IPC E21V 43/24, publ. Bull. No. 22 dated 08/07/2018), including the construction of a horizontal production well and an injection well located above and parallel to the production well, the creation of a permeable zones between wells by injecting water vapor into both wells, and after creating a permeable zone, steam is supplied only to the injection horizontal well, and products are taken from the production horizontal well, geophysical surveys are carried out in the horizontal wellbore of the injection well to determine oil saturation along the horizontal wellbore, after which two tubing strings - tubing are placed in the injection well, while the end of the smaller diameter string is placed at the beginning of the horizontal wellbore, and the end of the larger diameter string is located in the zone with oil saturation of more than 60%, and for steam injection in the production well, one or two tubing string with a horizontal displacement of the end or ends relative to the ends of the tubing of the injection well by at least 10 m, the volume of steam is pumped into both wells, calculated by the formula:

V=Lф*m,V=Lf*m,

где V - объем закачиваемого пара в горизонтальную скважину, т;where V is the volume of steam injected into a horizontal well, t;

Lф - длина фильтровой части добывающей скважины, м;Lf - length of the filter part of the production well, m;

m - коэффициент расхода пара на один погонный метр фильтровой части горизонтальной скважины, т/м,m - steam flow rate per linear meter of the filter section of a horizontal well, t/m,

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 оптоволоконный кабель и спускаемый на колонне НКТ электроцентробежный насос, оснащенный на приеме датчиками температуры и давления, 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 электроцентробежного, равной максимально допустимой по условиям работы, насос переводят на постоянный режим работы, 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, 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.after the injection of the calculated volume of steam, the well is stopped for soaking for thermocapillary impregnation and cooling of the production wellbore, in which thermobarometric measurements are carried out by means of geophysical surveys, according to the results of which transition zones with a temperature between greater and lesser heating are detected in the horizontal wellbore, and among the identified zones, a zone is defined with a change in the angle of curvature of no more than 2 degrees per 10 m, in which a fiber-optic cable and an electric centrifugal pump lowered on the tubing string are placed, equipped at the intake with temperature and pressure sensors, steam injection through the injection well is resumed, and product extraction by an electric centrifugal pump is carried out with the removal of a thermogram along the wellbore using a fiber optic cable and measuring the temperature at the intake of the electric centrifugal pump to control the process of uniform heating of the production well, and when the temperature of the liquid drops below the maximum allowable at the pump inlet, the injection of steam through the injection well increases, and when the temperature rises at the pump inlet reduce the injection of steam through the injection well and / or transfer the pump to a periodic mode of operation, after stabilizing the temperature at the inlet of the electric centrifugal pump, equal to the maximum allowable under operating conditions, the pump is transferred to a constant mode of operation, with a length of the filter part of the production well is lowered into it one string of tubing, and the steam flow rate per linear meter of the filter part of the horizontal well is 8.3 t/m for the injection well and 6.6 t/m for the production well, and the daily injection of steam into the injection well is 100 t/day, and into the production well - 80 t/day, with a length of the filter part of the production well of more than 700 m, two tubing strings are lowered into it, and the steam flow rate per linear meter of the filter part of the horizontal well is 8.6 t/m for the injection well and for production well 6.4 t/m, and the daily injection of steam into the injection well is 160 t/day, and into the production well - 120 t/day.

Недостатком способа является перегрев насосного оборудования в зоне «пятки», снижение продуктивности или выход из строя насоса, насос не может обеспечить отбор жидкости в условиях эксплуатации при высоких значениях температуры, так как изменением расхода закачиваемого пара в нагнетательной скважине, рано или поздно, уже не удается повлиять на температуру в зоне расположения насоса, что приводит к значительному снижению продуктивности насоса или его выходу из строя.The disadvantage of this method is overheating of the pumping equipment in the “heel” zone, a decrease in productivity or failure of the pump, the pump cannot ensure the selection of liquid under operating conditions at high temperatures, since sooner or later, by changing the flow rate of the injected steam in the injection well, sooner or later, no longer it is possible to influence the temperature in the area where the pump is located, which leads to a significant decrease in the productivity of the pump or its failure.

Техническими задачами заявляемого способа являются повышение эффективности способа разработки залежи сверхвязкой нефти путем повышения производительности насосного оборудования перемещением его в зону с меньшей температурой, увеличение охвата пласта паровым воздействием с получением дополнительной добычи нефти и, тем самым, увеличение итоговой нефтеотдачи залежи.The technical objectives of the proposed method are to increase the efficiency of the method for developing a super-viscous oil deposit by increasing the productivity of pumping equipment by moving it to a zone with a lower temperature, increasing the formation coverage with steam exposure to obtain additional oil production and, thereby, increasing the final oil recovery of the deposit.

Технические задачи решаются способом разработки залежи сверхвязкой нефти, 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, 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:Technical problems are solved by the method of developing a superviscous oil deposit, including the construction of a horizontal production well and an injection well located above and parallel to the production well, the creation of a permeable zone between the wells by injecting water vapor into both wells, and after the creation of the permeable zone, steam is supplied only to the horizontal injection well. well, and products are taken from the production horizontal well, geophysical surveys are carried out in the horizontal wellbore of the injection well to determine oil saturation along the horizontal wellbore, after which two tubing strings - tubing are placed in the injection well, while the end of the column of smaller diameter is located at the beginning of the horizontal of the wellbore, and the end of the column of larger diameter is in the zone with oil saturation of more than 60%, and for steam injection in the production well, one or two tubing strings are placed with the end or ends horizontally offset relative to the ends of the injection well tubing by at least 10 m, in both wells pump the volume of steam calculated by the formula:

V=Lф*m,V=Lf*m,

Новым является то, что до строительства горизонтальных добывающей скважины и нагнетательной скважины выстраивают единую геологическую модель продуктивного пласта залежи, проектируют расположение эксплуатационных горизонтальных парных скважин в пределах залежи, определяют объем начальных извлекаемых запасов, приходящихся на каждую пару горизонтальных скважин, после строительства горизонтальных добывающей скважины и нагнетательной скважины, располагаемой выше и параллельно добывающей скважине, производят спуск эксплуатационных колонн в скважины с заходом в горизонтальные части на длину не менее 50 м и последующий спуск фильтров скважинных щелевых от конца эксплуатационных колонн до забоя скважин, в процессе эксплуатации скважин при достижении температуры на входе насоса более 100°С и снижении объема остаточных извлекаемых запасов нефти менее 50% от объема начальных извлекаемых запасов нефти, приходящихся на пару горизонтальных скважин, извлекают насос и проводят перфорацию ранее не простреленной горизонтальной части эксплуатационной колонны добывающей скважины на протяжении не менее 50 м, далее имеющийся в добывающей скважине фильтр скважинный щелевой перемещают внутри скважины в сторону поверхности в ново-перфорированную зону посредством установки для капитального ремонта скважин, и далее спускают насос в данную зону.What is new is that prior to the construction of horizontal production wells and injection wells, a single geological model of the reservoir reservoir is built, the location of production horizontal pair wells within the reservoir is designed, the volume of initial recoverable reserves per each pair of horizontal wells is determined after the construction of horizontal production wells and of the injection well, located above and parallel to the production well, the production strings are run into the wells with entry into the horizontal parts for a length of at least 50 m and the subsequent descent of the well slotted filters from the end of the production strings to the bottom of the wells, during the operation of the wells when the inlet temperature is reached pump over 100°C and a decrease in the volume of residual recoverable oil reserves of less than 50% of the volume of initial recoverable oil reserves per a pair of horizontal wells, the pump is removed and the previously unperforated horizontal part of the production string of the production well is perforated for at least 50 m, then the downhole slotted filter present in the production well is moved inside the well towards the surface into the newly perforated zone by means of a well workover unit, and then the pump is lowered into this zone.

На фиг. 1 и 2 показана схема расположения парных горизонтальных скважин в плане до и после перфорации эксплуатационной колонны и перемещения фильтра скважинного щелевого и насоса.In FIG. 1 and 2 shows the layout of paired horizontal wells in plan before and after perforation of the production string and displacement of the slotted well filter and pump.

Способ разработки залежи сверхвязкой нефти осуществляют следующим образом. Продуктивную залежь 1 (фиг. 1, 2) разбуривают сеткой оценочных вертикальных скважин (на фиг. 1, 2 не показано), проводят отбор кернов и геофизические исследования оценочных вертикальных скважин, на основе полученных данных выстраивают единую геологическую модель продуктивной залежи 1 и получают данные о геометрических размерах залежи 1, данные по распределению коэффициентов нефтенасыщенности, проницаемости, пористости, нефтенасыщенных толщин. Далее проектируют расположение эксплуатационных горизонтальных парных скважин 2, 3 в пределах залежи 1 для максимального вовлечения запасов. Определяют объем начальных извлекаемых запасов, приходящихся на каждую пару горизонтальных скважин 2, 3.The method of developing deposits of extra-viscous oil is carried out as follows. Productive deposit 1 (Fig. 1, 2) is drilled with a grid of appraisal vertical wells (not shown in Fig. 1, 2), coring and geophysical studies of appraisal vertical wells are carried out, a single geological model of productive deposit 1 is built on the basis of the data obtained and data is obtained on the geometric dimensions of reservoir 1, data on the distribution of oil saturation coefficients, permeability, porosity, oil-saturated thicknesses. Next, design the location of production horizontal pair wells 2, 3 within the reservoir 1 for maximum involvement of stocks. Determine the amount of initial recoverable reserves per each pair of horizontal wells 2, 3.

Осуществляют строительство в продуктивной залежи 1 (фиг. 1) горизонтальных добывающей скважины 2 и нагнетательной скважины 3, располагаемой выше и параллельно добывающей скважине 2. Производят спуск эксплуатационных колонн 4, 5 в скважины 2, 3, соответственно, с заходом в горизонтальные части скважин на длину не менее 50 м и последующий спуск фильтров скважинных щелевых 6, 7 от конца эксплуатационных колонн 6, 7 до забоя скважин 2, 3. Создают проницаемую зону 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 8 (фиг. 1). 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 9 и 10, при этом конец колонны меньшего диаметра 9 располагают в начале горизонтального ствола, а конец колонны большего диаметра 10 – в зоне с нефтенасыщенностью более 60%. Для закачки пара в добывающей скважине размещают одну или две (на фиг. 1, 2 не показано) и колонны НКТ со смещением конца или концов по горизонтали относительно концов НКТ 9 и 10 нагнетательной скважины 3 не менее чем на 10 м для обеспечения более равномерного прогрева залежи 1. При длине фильтровой части добывающей скважины менее 700 м в нее спускают одну колонну НКТ, а при длине фильтровой части добывающей скважины более 700 м – две колонны НКТ.Construction is carried out in the productive deposit 1 (Fig. 1) of horizontal production wells 2 and injection wells 3, located above and parallel to production well 2. Production strings 4, 5 are lowered into wells 2, 3, respectively, length of not less than 50 m and subsequent descent of well slot filters 6, 7 from the end of production strings 6, 7 to the bottom of wells 2, 3. A permeable zone is created between wells 2 and 3 by injecting water vapor into both wells 2 and 3. After creating In the permeable zone, steam is supplied only to the injection horizontal well 3, and production is taken from the production horizontal well 2 by pump 8 (Fig. 1). In the horizontal wellbore of the injection well 3 (Figs. 1 and 2), geophysical surveys are carried out to determine oil saturation along the horizontal wellbore 3, after which two strings of tubing pipes are placed in the injection well - tubing 9 and 10, while the end of the column of smaller diameter 9 are located at the beginning of a horizontal wellbore, and the end of a column of larger diameter 10 is located in a zone with oil saturation of more than 60%. For injection of steam in the production well, one or two (not shown in Fig. 1, 2) and tubing strings are placed with the end or ends horizontally offset relative to the ends of the tubing 9 and 10 of the injection well 3 by at least 10 m to ensure more uniform heating deposits 1. If the length of the filter part of the production well is less than 700 m, one tubing string is lowered into it, and if the length of the filter part of the production well is more than 700 m, two tubing strings are run into it.

В обе скважины 2 и 3 закачивают объем пара, рассчитываемый по формуле:In both wells 2 and 3, the volume of steam is pumped, calculated by the formula:

V=Lф*m,V=Lf*m,

где V – объем закачиваемого пара в горизонтальную скважину 2 или 3, т;where V is the volume of steam injected into horizontal well 2 or 3, t;

Lф – длина фильтровой части добывающей скважины 2, м;Lf is the length of the filter part of the production well 2, m;

m – коэффициент расхода пара на один погонный метр фильтровой части горизонтальной скважины 2 или 3, т/м.m is the steam flow rate per linear meter of the filter section of a horizontal well 2 or 3, t/m.

При длине фильтровой части добывающей скважины менее 700 м 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.When the length of the filter part of the production well is less than 700 m, the steam consumption coefficient (m) per linear meter of the filter part of the horizontal well 2 or 3 is 3 - 8.3 t/m for the injection well and 6.6 t/m for the production well 2 , and the daily injection of steam (q) into the injection well 3 is 100 t/day, and into the production well 2 - 80 t/day.

При длине фильтровой части добывающей скважины более 700 м 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 в НКТ.When the length of the filter part of the production well is more than 700 m, the steam consumption coefficient (m) per linear meter of the filter part of the horizontal well 2 or 3 is 3 - 8.6 t/m for the injection well and 6.4 t/m for the production well 2 , and the daily injection of steam (q) into the injection well 3 is 160 t/day, and into the production well 2 - 120 t/day. High injection rates with the length of the filter part of the wellbore 2 and 3 more than 700 m are explained by the need to increase the steam flow rate in order to reduce the heat loss of the injected steam in the tubing.

После окончания закачки расчетного объема пара (V), скважины 2 и 3 останавливают на выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола добывающей скважины 2, в которой после извлечения одной колонны НКТ или двух колонн НКТ проводят термобарометрические измерения посредством геофизических исследований. По результатам исследований в горизонтальном стволе добывающей скважины 2 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 11 электроцентробежный насос 4, оснащенный на приеме датчиками температуры и давления (на фиг. 1, 2 не показаны) и оптоволоконный кабель по всей длине фильтра. Закачку пара через нагнетательную скважину 3 (фиг. 1) 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 3 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.After the injection of the calculated volume of steam (V), wells 2 and 3 are stopped for holding for thermocapillary impregnation and cooling of the wellbore of production well 2, in which, after removing one tubing string or two tubing strings, thermobarometric measurements are carried out by means of geophysical surveys. According to the results of studies in the horizontal wellbore of the production well 2, transition zones are identified with a temperature between greater and lesser heating, and among the identified zones, a zone is determined with a change in the angle of curvature set by no more than 2 degrees per 10 m, in which an electric centrifugal pump 4 is placed on the tubing string 11 , equipped at the intake with temperature and pressure sensors (not shown in Fig. 1, 2) and fiber optic cable along the entire length of the filter. The injection of steam through the injection well 3 (Fig. 1) is resumed, and the selection of products by the electric centrifugal pump 4 is carried out with the removal of a thermogram along the wellbore of the production well 2 by means of a fiber optic cable and the temperature is measured at the intake of the electric centrifugal pump 4 to control the process of uniform heating of the production well 2. With a decrease liquid temperatures below the maximum allowable at the inlet of the pump 4 increase the injection of steam through the injection well 3. When the temperature rises at the inlet of the pump 4, the injection of steam through the injection well 3 is reduced and / or the pump 4 is switched to a periodic mode of operation. After stabilization of the temperature at the inlet of the electric centrifugal pump 4 equal to the maximum allowable operating conditions, the pump 4 is transferred to a constant mode of operation.

Как правило, после продолжительного процесса эксплуатации скважин 2, 3, температура в добывающей скважине 2 постепенно растет и достигает значений, близких к предельным значениям работоспособности насоса 8. При достижении температуры на входе насоса более 100°С и снижении объема остаточных извлекаемых запасов нефти менее 50% от начального объема извлекаемых запасов нефти, приходящихся на пару горизонтальных скважин 2, 3, извлекают НКТ 11 с насосом 8, проводят перфорацию ранее не простреленной горизонтальной части эксплуатационной колонны 4 добывающей скважины 2 на протяжении не менее 50 м от конца эксплуатационной колонны 4 в сторону устья скважины 2 с образованием ново-перфорированной зоны 12. Далее имеющийся в добывающей скважине 2 фильтр скважинный щелевой 6 перемещают внутри скважины 2 в сторону устья скважины 2 в данную ново-перфорированную зону 12 посредством установки для капитального ремонта скважин (на фиг. 1, 2 не показано), после чего спускают НКТ 11 с насосом 8, в данную ново-перфорированную зону 12.As a rule, after a long process of operation of wells 2, 3, the temperature in the production well 2 gradually increases and reaches values close to the limiting values of pump 8 performance. % of the initial volume of recoverable oil reserves attributable to a pair of horizontal wells 2, 3, tubing 11 with a pump 8 is extracted, the previously unperforated horizontal part of the production string 4 of the production well 2 is perforated for at least 50 m from the end of the production string 4 to the side wellhead 2 with the formation of a newly-perforated zone 12. Next, the downhole slotted filter 6 present in the production well 2 is moved inside the well 2 towards the wellhead 2 into this newly-perforated zone 12 by means of a well workover installation (Fig. 1, 2 not shown), after which the tubing 11 with the pump 8 is lowered into this newly-perforated zone 12.

При этом носос 8 будет находиться в непрогретой (или менее прогретой) части горизонтального ствола добывающей скважины 2. В разработку будут вовлекаться новые зоны залежи 1 над ново-перфорированной зоной 12 эксплуатационной колонны 4 добывающей скважины 2, с запасами нефти, ранее не охваченными паровым воздействием. При этом горизонтальную часть эксплуатационной колонны 5 нагнетательной скважины 3 не простреливают, чтобы область расположения насоса 8 в ново-перфорированной зоне 12 добывающей скважины 2 оставалась «холодной», и не было прямого воздействия закачиваемого пара.In this case, the pump 8 will be located in the unheated (or less heated) part of the horizontal wellbore of the production well 2. The development will involve new zones of the deposit 1 above the newly perforated zone 12 of the production string 4 of the production well 2, with oil reserves not previously covered by steam exposure . At the same time, the horizontal part of the production string 5 of the injection well 3 is not shot through so that the location of the pump 8 in the newly perforated zone 12 of the production well 2 remains “cold” and there is no direct impact of the injected steam.

Пример конкретного выполнения.An example of a specific implementation.

Продуктивный пласт Архангельской залежи 1 сверхвязкой нефти Архангельского месторождения разбурили вертикальными оценочными скважинами в количестве 87 штук, провели отбор кернов и геофизические исследования. Произвели оконтуривание залежи 1 сверхвязкой нефти размерами 2,6×2,1 км, высотой от 17 до 33 м, средняя глубина кровли нефтенасыщенного пласта - 185 м, залежь 1 представлена песчаниками и мелко и среднезернистыми песками. Начальная пластовая температура – 8°С, средняя нефтенасыщенная толщина по залежи - 16,4 м, вязкость нефти в пластовых условиях составляет 29372*10^-6 м²/с. На основе полученных данных построили единую геологическую модель продуктивной залежи 1 и получили данные по распределению коэффициентов нефтенасыщенности, проницаемости, пористости, нефтенасыщенных толщин. Спроектировали расположение 32 эксплуатационных горизонтальных скважин (16 пар) в пределах залежи на глубине более 10 метров, определили объем начальных извлекаемых запасов, приходящихся на каждую пару горизонтальных скважин (от 62,9 до 156,9 тыс. тонн). The productive formation of the Arkhangelsk deposit 1 of the extra-viscous oil of the Arkhangelsk field was drilled with vertical appraisal wells in the amount of 87 pieces, core sampling and geophysical surveys were carried out. The reservoir 1 of extra-viscous oil was contoured with dimensions of 2.6×2.1 km, height from 17 to 33 m, the average depth of the roof of the oil-saturated reservoir is 185 m, reservoir 1 is represented by sandstones and fine and medium-grained sands. The initial reservoir temperature is 8°C, the average oil-saturated thickness over the deposit is 16.4 m, the oil viscosity in reservoir conditions is 29372*10 ^-6 m ² /s. On the basis of the data obtained, a unified geological model of productive deposit 1 was built and data were obtained on the distribution of oil saturation coefficients, permeability, porosity, and oil-saturated thicknesses. We designed the location of 32 production horizontal wells (16 pairs) within the deposit at a depth of more than 10 meters, determined the volume of initial recoverable reserves per each pair of horizontal wells (from 62.9 to 156.9 thousand tons).

Производят строительство парных одноустьевых горизонтальных скважин. Далее рассмотрим одну пару скважин 2, 3 (начальные извлекаемые запасы – 113,6 тыс. т): добывающая скважина 2 с горизонтальным стволом длиной 817 м на глубине 103 м пробурена долотом диаметром 244,5 мм, в скважину 2 спускают эксплуатационную колонну 4 с заходом в горизонтальную часть на длину 68 м и далее спускают фильтр скважинный щелевой 6 от конца эксплуатационной колонны 4 до забоя скважины 2. Нагнетательная скважина 3 с горизонтальным стволом длиной 812 м на глубине 97 м пробурена долотом диаметром 244,5 мм, в скважину 3 спускают эксплуатационную колонну 5 с заходом в горизонтальную часть на длину 65 м и далее спускают фильтр скважинный щелевой 7 от конца эксплуатационной колонны 5 до забоя скважины 3. 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 9 и 10. В нагнетательной скважине 3 конец первой колонны НКТ 9 диаметром 60 мм на глубину 250 м, конец второй колонны НКТ 10 диаметром 89 мм спускают во вторую половину горизонтального ствола в зону с нефтенасыщенностью 68 % на глубину 655 м. В добывающей скважине 2 конец первой колонны НКТ (не показан) диаметром 60 мм спускают на глубину 340 м, конец второй колонны НКТ диаметром 89 мм спускают во вторую половину горизонтального ствола на глубину 773 м. 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 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 на глубине 264 м, в которой размещают спускаемый на колонне НКТ 11 электроцентробежный насос 8 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.Produce the construction of paired single-headed horizontal wells. Next, we consider one pair of wells 2, 3 (initial recoverable reserves - 113.6 thousand tons): production well 2 with a horizontal wellbore 817 m long at a depth of 103 m was drilled with a bit 244.5 mm in diameter, production string 4 is lowered into well 2 with by entering the horizontal part to a length of 68 m and further, a slotted downhole filter 6 is lowered from the end of the production string 4 to the bottom of the well 2. Injection well 3 with a horizontal wellbore 812 m long at a depth of 97 m production string 5 with entry into the horizontal part to a length of 65 m and then downhole slotted filter 7 is lowered from the end of the production string 5 to the bottom of the well 3. In the horizontal wellbore of the injection well 3, geophysical surveys are carried out to determine the oil saturation along the horizontal In the injection well, two tubing strings are placed - tubing 9 and 10. In the injection well 3, the end of the first tubing string 9 with a diameter of 60 mm to a depth of 250 m, the end of the second string of tubing 10 with a diameter of 89 mm is lowered into the second half of the horizontal well into the zone with oil saturation 68% to a depth of 655 m. In production well 2, the end of the first tubing string (not shown) with a diameter of 60 mm is lowered to a depth of 340 m, the end of the second tubing string with a diameter of 89 mm is lowered into the second half of the horizontal wellbore to a depth of 773 m. volume for the development and creation of a hydrodynamic connection between a pair of wells with a steam flow rate (m) per linear meter of the filter part of a horizontal well 2 or 3 for an injection well 3 - 8.6 t / m and for a production well 2 - 6.4 t / m and with a daily flow rate of 160 t/day for an injection well and 120 t/day for a production well. After the injection of the estimated volume of steam is completed, wells 2 and 3 are stopped for holding for thermocapillary impregnation and cooling of the wellbore of production well 2, in which, after removing two tubing strings 8 and 9, thermobarometric measurements are carried out by means of geophysical surveys. According to the results of studies in the horizontal wellbore of production well 2, transition zones are identified with a temperature between greater and lesser heating, and among the identified zones, a zone is determined with a change in the angle of curvature set by no more than 2 degrees per 10 m at a depth of 264 m, in which the tubing is placed 11 electric centrifugal pump 8 brand ETSN5A-160-300, equipped at the intake with temperature and pressure sensors and fiber optic cable along the entire length of the filter. Information from the sensors is transmitted by cable to the wellhead 2.

Закачивают пар через нагнетательную скважину 3 примерно 120 т/сут и отбирают пластовую продукцию посредством электроцентробежного насоса 8 через добывающую скважину 2. Снимают термограммы вдоль ствола добывающей скважины 2 и замеряют температуру и давление на приеме электроцентробежного насоса 8.Steam is injected through injection well 3 at approximately 120 t/day and reservoir products are taken by means of an electric submersible pump 8 through a production well 2. Thermograms are taken along the wellbore 2 and the temperature and pressure at the intake of the electric submersible pump 8 are measured.

Допустимая температура на приеме данного электроцентробежного насоса 8 составляет 115°С. Температура на приеме электроцентробежного насоса 8 составляет 83,9°С. При такой температуре эксплуатируют насос 8 в постоянном режиме. Увеличивают закачку пара через нагнетательную скважину 3 примерно на 15 %.The allowable temperature at the intake of this electric centrifugal pump 8 is 115°C. The temperature at the inlet of the electric centrifugal pump 8 is 83.9°C. At this temperature, the pump 8 is operated continuously. Increase the injection of steam through the injection well 3 by about 15%.

При температуре в районе электроцентробежного насоса 8 более 95 °С переводят насос 8 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 20 %.When the temperature in the area of the electric centrifugal pump 8 is more than 95 °C, the pump 8 is switched to a periodic operation mode 80/20 (80 minutes of operation / 20 minutes of inactivity, etc.) and the steam injection in the injection well 3 is reduced by about 20%.

Добиваются постоянного режима работы электроцентробежного насоса 8 с необходимым расходом для поддержания температуры жидкости на приеме электроцентробежного насоса 8 близкой, но не более 115°С.Achieve a constant mode of operation of the electric centrifugal pump 8 with the necessary flow to maintain the temperature of the liquid at the inlet of the electric centrifugal pump 8 close, but not more than 115°C.

После эксплуатации в данном режиме в течение 3 лет температура в зоне расположения насоса 8 по данным оптоволоконного кабеля постепенно повышалась до значения 110°С и даже периодическая эксплуатация насоса 8 и снижение расхода закачиваемого пара не влияли на ее повышение, накопленный отбор составил 71,5 тыс. тонн нефти, начались периодические сбои в работе насоса в результате перегрева, дебит по нефти постепенно упал с 15-18 т/сут до 2-3 т/сут, отбор от начальных извлекаемых запасов составил – 62,9%. После этого извлекли НКТ 11 с насосом 8 из добывающей скважины 2, и с привлечением бригады капитального ремонта скважин провели перфорацию ранее не простреленной горизонтальной части эксплуатационной колонны 4 добывающей скважины 2 на протяжении 50 м от конца эксплуатационной колонны 4 сторону устья скважины 2, далее имеющийся в добывающей скважине 2 фильтр скважинный щелевой 6 диаметром 168 мм перемещают (поднимают) внутри скважины 2 в сторону поверхности в данную ново-перфорированную зону 12 на расстояние 50 м. После этого вновь спускают НКТ 11 с насосом 8, при этом насос 8 размещают в данной ново-перфорированной зоне 12 добывающей скважины 2 на глубине 214 м.After operation in this mode for 3 years, the temperature in the area where pump 8 is located, according to the fiber optic cable, gradually increased to a value of 110°C, and even periodic operation of pump 8 and a decrease in the flow rate of injected steam did not affect its increase, the cumulative production amounted to 71.5 thousand tons of oil, periodic failures in the operation of the pump began as a result of overheating, the oil flow rate gradually fell from 15-18 tons / day to 2-3 tons / day, the recovery from the initial recoverable reserves amounted to 62.9%. After that, the tubing 11 with the pump 8 was removed from the production well 2, and with the involvement of the well workover team, the previously unperforated horizontal part of the production string 4 of the production well 2 was perforated for 50 m from the end of the production string 4 to the side of the wellhead 2, further available in in the production well 2, the downhole slotted filter 6 with a diameter of 168 mm is moved (lifted) inside the well 2 towards the surface into this newly perforated zone 12 at a distance of 50 m. - perforated zone 12 of production well 2 at a depth of 214 m.

Далее после возобновления добычи продукции температура в зоне расположения насоса 8 была в районе 67°С с постепенным повышением до 80-85°С и фиксацией на данном уровне в течении следующих 2 лет эксплуатации, дебит нефти при этом постепенно вырос с 2,5 т/сут до 12 т/сут. При этом не было зафиксировано ни одного срыва работы насоса 8 и не было необходимости переводить его в периодический режим эксплуатации.Further, after the resumption of production, the temperature in the area of pump 8 was around 67°C with a gradual increase to 80-85°C and fixation at this level over the next 2 years of operation, while the oil flow rate gradually increased from 2.5 t / up to 12 t/day. At the same time, not a single failure of pump 8 was recorded and there was no need to transfer it to a periodic operation mode.

Предлагаемый способ разработки залежи сверхвязкой нефти позволяет повысить эффективность разработки путем (или за счет) повышения производительности насосного оборудования перемещением его в зону с меньшей температурой, а также увеличить охват пласта паровым воздействием с получением дополнительной добычи нефти и, тем самым, увеличить конечную нефтеотдачу залежи.The proposed method for developing an extra-viscous oil deposit makes it possible to increase the efficiency of development by (or due to) increasing the productivity of pumping equipment by moving it to a zone with a lower temperature, as well as to increase the coverage of the formation with steam exposure to obtain additional oil production and, thereby, increase the final oil recovery of the deposit.

Claims

A method for developing a superviscous oil deposit, which includes building a horizontal production well and an injection well located above and parallel to the production well, creating a permeable zone between the wells by injecting water vapor into both wells, and after creating the permeable zone, steam is supplied only to the horizontal injection well, and products are taken from the production horizontal well, geophysical surveys are carried out in the horizontal wellbore of the injection well to determine oil saturation along the horizontal wellbore, after which two tubing strings (tubing pipes) are placed in the injection well, while the end of the column of smaller diameter is located at the beginning of the horizontal wellbore, and the end of the column of larger diameter - in the zone with oil saturation of more than 60%, and for steam injection in the production well, one or two tubing strings are placed with a horizontal displacement of the end or ends relative to the ends of the tubing of the injection well by at least 10 m, both wells are pumped steam volume calculated by the formula:

V=Lf*m,

where V is the volume of steam injected into a horizontal well, t;

Lf - length of the filter part of the production well, m;

m - steam flow rate per linear meter of the filter section of a horizontal well, t/m,

after the injection of the calculated volume of steam, the well is stopped for soaking for thermocapillary impregnation and cooling of the production wellbore, in which thermobarometric measurements are carried out by means of geophysical surveys, according to the results of which transition zones with a temperature between greater and lesser heating are detected in the horizontal wellbore, and among the identified zones, a zone is defined with a change in the angle of curvature of no more than 2 degrees per 10 m, in which a fiber-optic cable and an electric centrifugal pump lowered on the tubing string are placed, equipped at the intake with temperature and pressure sensors, steam injection through the injection well is resumed, and product extraction by an electric centrifugal pump is carried out with the removal of a thermogram along the wellbore using a fiber optic cable and measuring the temperature at the intake of the electric centrifugal pump to control the process of uniform heating of the production well, and when the temperature of the liquid drops below the maximum allowable at the pump inlet, the injection of steam through the injection well increases, and when the temperature rises at the pump inlet reduce the injection of steam through the injection well and / or transfer the pump to a periodic mode of operation, after stabilizing the temperature at the inlet of the electric centrifugal pump, equal to the maximum allowable under operating conditions, the pump is transferred to a constant mode of operation, with a length of the filter part of the production well is lowered into it one string of tubing, and the steam flow rate per linear meter of the filter part of the horizontal well is 8.3 t/m for the injection well and 6.6 t/m for the production well, and the daily steam injection into the injection well is 100 t/day , and into the production well - 80 t/day, with a length of the filter part of the production well of more than 700 m, two tubing strings are lowered into it, and the steam flow rate per linear meter of the filter part of the horizontal well is 8.6 t/m for the injection well and for production wells - 6.4 t/m, and the daily injection of steam into the injection well is 160 t/day, and into the production well - 120 t/day, characterized in that before the construction of horizontal production wells and injection wells, a single geological model is built reservoir, design the location of production horizontal pair wells within the deposit, determine the volume of initial recoverable reserves per each pair of horizontal wells, after the construction of a horizontal production well and an injection well located above and parallel to the production well, production strings are run into wells with entry into the horizontal parts for a length of at least 50 m and subsequent descent of slotted well filters from the end of the production strings to the bottom of the wells, during well operation when the temperature at the pump inlet reaches more than 100°C and the volume of residual recoverable oil reserves decreases to less than 50% of the volume of the initial recoverable oil reserves per a pair of horizontal wells, the pump is removed and the previously unperforated horizontal part of the production string of the production well is perforated for at least 50 m, then the slotted well filter present in the production well is moved inside the well towards the surface into the newly perforated zone by means of a workover plant, and then the pump is lowered into this zone.