RU2813873C1 - Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин - Google Patents

Abstract

Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин включает строительство горизонтальных добывающей и нагнетательной скважин, создание проницаемой зоны между скважинами за счет нагнетания теплоносителя в виде пара в обе скважины. При этом после создания проницаемой зоны подают пар только в нагнетательную скважину, а из добывающей скважины отбирают продукцию. Далее выполняют подъем ранее спущенной колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) с электроцентробежным насосом (ЭЦН) из добывающей скважины и спускают колонну НКТ, оснащенную трубой-фильтром, эксплуатационным пакером, ЭЦН, снабженным датчиками температуры на входе в электродвигатель ЭЦН и в ЭЦН, хвостовиком. Далее запускают в работу ЭЦН, в то же время эксплуатационным пакером перекрывают выход добываемой продукции обратно в пласт. Добываемая продукция через отверстия в трубе-фильтре перетекает в межколонное пространство и поднимается на устье добывающей скважины. Из-за большой площади контакта эксплуатационной колонны с породами, залегающими выше продуктивного пласта и обладающими температурой ниже, чем в продуктивном пласте, происходит снижение температуры добываемой продукции. Обеспечивается повышение дебита добывающих скважин без выхода из строя устьевого оборудования. 2 ил.

Description

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

Известен способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть (патент № 2584437, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.05.2016 г., Бюл. № 14), включающий закачку пара через горизонтальную нагнетательную скважину, отбор пластовой продукции через горизонтальную добывающую скважину, расположенную ниже и параллельно нагнетательной скважине, причем в нагнетательную скважину спускают две колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) 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, затем проводят термобарометрические измерения, посредством оптоволоконного кабеля выявляют зоны горизонтального ствола добывающей скважины с наибольшей температурой, среди выявленных зон определяют зону с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, в определенной зоне размещают электроцентробежный насос, изменением подачи пара через нагнетательную скважину и периодичностью работы электроцентробежного насоса устанавливают режим работы пары скважин, при котором электроцентробежный насос работает в постоянном режиме при температуре перекачиваемой пластовой продукции, равной максимально допустимой для электроцентробежного насоса.

Недостатками способа является то, что не учитываются ограничения по температуре воздействия на устьевое оборудование, а также необходимость при достижении максимально допустимой температуры добываемой продукции переводить электроцентробежный насос в периодический режим работы, что приводит к сокращению суточного дебета по добываемой продукции.

Наиболее близким по технической сущности является способ освоения и разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть (патент RU № 2694317, МПК Е21В 43/24, МПК Е21В 43/26, МПК Е21В 7/04, опубл. 11.07.2019г., Бюл. № 20), включающий строительство горизонтальных добывающей скважины и нагнетательной скважины, располагаемой выше и параллельно добывающей скважине, создание проницаемой зоны между скважинами за счет нагнетания теплоносителя в обе скважины. После создания проницаемой зоны подают пар только в нагнетательную скважину, а из добывающей скважины отбирают продукцию. Горизонтальную добывающую скважину при строительстве оснащают оптико-волоконным кабелем, а для создания проницаемой зоны в продуктивный пласт через обе скважины подают теплоноситель температурой не менее 90°С, но не выше температуры парообразования в пластовых условиях, и давлением, позволяющим произвести гидроразрыв пласта, но не выше давления разрыва покрышки продуктивного пласта, в течение от 1 до 3 сут. Далее переходят под нагнетание пара до закачки не менее 4 т на погонный метр горизонтального ствола каждой скважины с последующей остановкой на термокапиллярную пропитку. 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. Закачку пара через нагнетательную скважину возобновляют, а отбор продукции насосом проводят со съемом термограммы вдоль ствола добывающей скважины и замером температуры на приеме насоса. При снижении температуры жидкости ниже максимально допустимой на входе насоса увеличивают закачку пара через нагнетательную скважину. При повышении температуры на входе насоса снижают закачку пара через нагнетательную скважину и/или переводят насос в периодический режим работы. После стабилизации температуры на уровне максимально допустимой насос переводят в нормальный режим работы.

Недостатком способа является необходимость уменьшения объема закачки пара в нагнетательную скважину для снижения максимально допустимой температуры добываемой продукции, воздействующей на устьевое оборудование, что в свою очередь приводит к падению пластового давления в зоне дренирования пары скважин.

Технической задачей предлагаемого изобретения является повышение дебита добывающих скважин без выхода из строя устьевого оборудования за счёт охлаждения добываемой продукции во время её подъема, по пространству между колонной НКТ и эксплуатационной колонной - межколонное пространство, на устье добывающей скважины через затрубную задвижку фонтанной арматуры, обвязанную с линейным нефтепроводом.

Для решения технических задач предлагается способ разработки залежи сверхвязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин, включающий строительство горизонтальных добывающей и нагнетательной скважин, создание проницаемой зоны между скважинами за счет нагнетания теплоносителя в виде пара в обе скважины, при этом после создания проницаемой зоны подают пар только в нагнетательную скважину, а из добывающей скважины отбирают продукцию, для создания проницаемой зоны в продуктивный пласт через обе скважины подают пар температурой не менее 180°С, но не выше температуры парообразования в пластовых условиях, далее переходят под нагнетание пара до закачки не менее 4 т на погонный метр горизонтального ствола каждой скважины с последующей остановкой на термокапиллярную пропитку, 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 электроцентробежного насоса (ЭЦН), спускаемого на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) и оснащенного датчиками температуры на входе, затем закачку пара через нагнетательную скважину возобновляют, а отбор продукции насосом проводят со съемом термограммы вдоль ствола добывающей скважины и замером температуры на приеме ЭЦН.

Новым является то, что выполняют подъем ранее спущенной колонны НКТ с ЭЦН из добывающей скважины и спускают колонну НКТ, оснащенную трубой - фильтром, эксплуатационным пакером, ЭЦН, снабженным датчиками температуры на входе в электродвигатель ЭЦН и в ЭЦН, хвостовиком, после установки ЭЦН на глубину ниже статического уровня на 50 метров и посадки эксплуатационного пакера производят обвязку на устье добывающей скважины линейного нефтепровода к затрубной задвижке фонтанной арматуры, далее запускают в работу ЭЦН, в то же время эксплуатационным пакером перекрывают выход добываемой продукции обратно в пласт и при этом добываемая продукция через отверстия в трубе-фильтре перетекает в пространство между колонной НКТ и эксплуатационной колонной - межколонное пространство, и поднимается на устье добывающей скважины через затрубную задвижку фонтанной арматуры, обвязанную с линейным нефтепроводом, при этом из-за большой площади контакта эксплуатационной колонны с породами, залегающими выше продуктивного пласта и обладающими температурой ниже, чем в продуктивном пласте, происходит снижение температуры добываемой продукции, причем площадь контакта эксплуатационной колонны с породами определяют по формуле:

S_{контакт.} = 2 π R_{колонны} L_{спус. пакера},

где S_{контакт.} - площадь контакта эксплуатационной колонны с породами, м²,

R_{колонны} - радиус эксплуатационной колонны, м,

L_{спус. пакера} - глубина спуска эксплуатационного пакера, м.

На фиг. 1 представлена схема реализации способа разработки залежи сверхвязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин до реализации способа.

На фиг. 2 представлена схема реализации способа разработки залежи сверхвязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин при реализации способа.

Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин осуществляют следующим образом.

Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин включает строительство в продуктивном пласте 1 (фиг.1) горизонтальных добывающей 2 скважины и нагнетательной 3 скважины, расположенной выше и параллельно добывающей 2 скважине. Для закачки пара в горизонтальные добывающую 2 и нагнетательную 3 скважины спускают одну или две колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) 4 и 5, при этом при использовании двух колонн НКТ разного диаметра конец колонны большего диаметра размещают в начале горизонтального ствола, а конец колонны меньшего диаметра размещают в конце горизонтального ствола (например, размещают колонны НКТ по патенту RU № 2584437, МПК Е21В 43/22, опубл. 20.05.2016г., Бюл. № 14), причем концы колонн НКТ 4 в добывающей 2 скважине  размещают со смещением по горизонтали относительно концов колонн НКТ 5 нагнетательной скважины 3 не менее чем на 30 м. Кроме того, в добывающей 2 скважине размещают оптико-волоконный кабель (на фиг. 1 не показан) и колонну НКТ 4, оснащенную ЭЦН 6 и датчиками температуры на входе в электродвигатель (на фиг. 1 не показан) ЭЦН 6 и в ЭЦН 6. Для образования проницаемой зоны (на фиг. 1 не показана) в добывающую 2 и нагнетательную 3 скважины через колонны НКТ 4, 5 закачивают теплоноситель в виде пара температурой не менее 180°С, но не выше температуры парообразования в пластовых условиях. Далее переходят под нагнетание пара до закачки не менее 4 т на погонный метр горизонтального ствола каждой скважины 2 и 3 с последующей остановкой на термокапиллярную пропитку, при этом в горизонтальном стволе добывающей 2 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 ЭЦН 6, спускаемого на колонне НКТ 4 и оснащенного датчиками температуры ( на фиг.1 не показаны) на входе. После создания проницаемой зоны (на фиг. не показана) пар подают только в нагнетательную 3 скважину весь период разработки, а из добывающей 2 скважины отбирают продукцию. В процессе эксплуатации ведут контроль за ростом температуры по стволу и на устье (на фиг. не показано) добывающей 2 скважины. Через определенный период времени, например, через два года, после образования проницаемой зоны (на фиг. 1 не показана) в пласте 1 происходит естественный рост температуры добываемой продукции более 100°С, при которой линейный выход арматуры с линейным нефтепроводом (на фиг. не показан) испытывают критически высокое температурное воздействие, влияющий на его работу. Для предупреждения этого воздействия выполняют подъем ранее спущенной колонны НКТ 4 с ЭЦН 6 из добывающей 2 скважины и спускают колонну НКТ 7, оснащенную трубой-фильтром 8, эксплуатационным пакером 9, ЭЦН 10, снабженным датчиками температуры на входе в электродвигатель (на фиг. 2 не показан) ЭЦН 10 и в ЭЦН 10, хвостовиком 11. После установки ЭЦН 10 на глубину ниже статического уровня на 50 метров и посадки эксплуатационного пакера 9 производят обвязку на устье добывающей 2 скважины линейного нефтепровода к затрубной задвижке фонтанной арматуры (на фиг. 2 не показано). Далее запускают в работу ЭЦН 10, в тоже время эксплуатационным пакером 9 перекрывает выход добываемой продукции обратно в пласт 1 и при этом добываемая продукция через отверстия в трубе-фильтре 8 перетекает в пространство между колонной НКТ 7 и эксплуатационной колонной - межколонное пространство (на фиг. 2 не показана), и поднимается на устье добывающей 2 скважины через затрубную задвижку фонтанной арматуры, обвязанную с линейным нефтепроводом (на фиг. 2 не показан), при этом из-за большой площади контакта эксплуатационной колонны с породами (на фиг. 2 не показано), залегающими выше продуктивного пласта 1 и обладающими температурой ниже, чем в продуктивном пласте 1, происходит снижение температуры добываемой продукции, причем площадь контакта эксплуатационной колонны с породами определяют по формуле:

S_{контакт.} = 2 π R_{колонны} L_{спус. пакера},

где S_{контакт.}- площадь контакта эксплуатационной колонны с породами, м²,

R_{колонны} - радиус эксплуатационной колонны, м,

L_{спус. пакера} - глубина спуска эксплуатационного пакера, м.

Пример осуществления способа.

На Краснооктябрьском месторождении сверхвязкой нефти, находящемся на глубине 151 м, продуктивный пласт 1 (фиг. 1) представлен неоднородными пластами толщиной около 21 м, с наличием водонасыщенных зон, пластовой температурой 8°С и давлением 0,44 МПа, нефтенасыщенностью 0,69 д. ед., пористостью 31 %, проницаемостью 1,605 мкм², плотностью битума в пластовых условиях 973 кг/м³, вязкостью 27962 мПа*с. В продуктивном пласте 1, на расстоянии 5 м друг от друга и глубиной 1102 м, пробурили горизонтальные добывающую 2 и нагнетательную 3 скважины. В нагнетательную скважину 3 спустили две колонны НКТ 5 диаметрами 89 мм и 60 мм, конец колонны НКТ 5 диаметром 89 мм разместили в начале горизонтального ствола, а конец колонны НКТ 5 диаметром 60 мм разместили в конце горизонтального ствола, при этом концы колонны НКТ 4 в добывающей 2 скважине  расположили со смещением по горизонтали относительно концов колонн НКТ 5 нагнетательной 3 скважины на 30 м. Для образования проницаемой зоны (на фиг. 1 не показана) закачали пар температурой 180-200°С в добывающую 2 скважину через колонну НКТ 4 - пар объемом 4480 т и со среднесуточным расходом 95 т/сут., а в нагнетательную 3 скважину через колонны НКТ 5 - пар объемом 9200 т и со среднесуточным расходом 108 т/сут. Затем после 15 суток выдержки на термокапиллярной пропитке провели термобарометрические измерения в добывающей 2 скважине посредством геофизических исследований. В горизонтальную добывающую 2 скважину разместили оптико-волоконный кабель (на фиг. 1 не показан), спустили одну колонну НКТ 4 диаметром 60 мм, оснащенную электроцентробежным насосом ЭЦН5А-160-400 6 и датчиками температуры на входе в электродвигатель (на фиг. 1 не показан) электроцентробежного насоса ЭЦН5А-160-400 6 и в электроцентробежном насосе ЭЦН5А-160-400 6, который разместили на глубине 360 м. После создания проницаемой зоны (на фиг. не показана) пар объемом 80 т/сут. подавали только в нагнетательную 3 скважину, а из добывающей 2 скважины отбирали добываемую продукцию. Через двенадцать месяцев после эксплуатации добывающая 2 скважина работала со следующими режимными показателями: температура добываемой продукции, поступившая на устье добывающей 2 скважины, достигла критического показателя равный 120°С, дебит по добываемой продукции - 40 т/сут. (добывающая 2 скважина работала периодически, для охлаждения поступающей добываемой продукции на устье), дебет по СВН упал с 12 т/сут. до 5 т/сут., вследствие этого закачку пара в нагнетательную 3 скважину прекратили. Для снижения температуры добываемой продукции и её негативного воздействия на устьевое оборудование и линейный нефтепровод произвели подъем из добывающей 2 скважины, ранее спущенную колонну НКТ 4 с электроцентробежным насосом ЭЦН5А-160-400 6 и спустили колонну НКТ 7 (фиг.2) диаметром 73 мм на глубину 340 м, оснащенную трубой - фильтром 8 - на глубину в интервале 345 - 352 м, эксплуатационным пакером 9 - на глубину 360 м, электроцентробежным насосом ЭЦН5А-160-400 10, снабженным датчиками температуры на входе в электродвигатель (на фиг. 2 не показан) электроцентробежного насоса ЭЦН5А-160-400 10 и в электроцентробежном насосе ЭЦН5А-160-400 10 – на глубину 368 м и хвостовиком 11 – на глубину 440 м. Затем произвели обвязку на устье добывающей 2 скважины линейного нефтепровода к затрубной задвижке фонтанной арматуры (на фиг. 2 не показано) и запустили в работу электроцентробежный насос ЭЦН5А-160-400 10. В тоже время эксплуатационный пакер 9 перекрыл выход добываемой продукции обратно в пласт 1 и добываемая продукция через отверстия в трубе-фильтре 8 перетекла в пространство между колонной НКТ 7 и эксплуатационной колонной - межколонное пространство (на фиг. 2 не показана), и поднялась на устье добывающей скважины 2 через затрубную задвижку фонтанной арматуры, обвязанную с линейным нефтепроводом (на фиг. 2 не показан), причем из-за большой площади контакта эксплуатационной колонны с «холодными» породами (на фиг. 2 не показано) равной Sконтакт. = 275,8 м², залегающими выше продуктивного пласта 1, температура добываемой продукции снизилась. Через шесть дней после начала эксплуатации, добывающей 2 скважины установился следующий режим работы: температура добываемой продукции на устье снизилась со 120°С до 100°С, дебит по жидкости с 40 т/сут. вырос до 90 т/сут. (добывающую 2 скважину перевели с периодического режима работы на постоянный), дебет по СВН вырос с 5 т/сут. до 9 т/сут., закачка пара в нагнетательную 3 скважину возобновлена с приемистостью 40 т/сут.

Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин позволяет повысить дебит добывающих скважин без выхода из строя устьевого оборудования за счёт охлаждения добываемой продукции во время её подъема, по пространству между колонной НКТ и эксплуатационной колонной-межколонное пространство, на устье добывающей скважины через затрубную задвижку фонтанной арматуры, обвязанную с линейным нефтепроводом.

Claims (5)

1. Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин, включающий строительство горизонтальных добывающей и нагнетательной скважин, создание проницаемой зоны между скважинами за счет нагнетания теплоносителя в виде пара в обе скважины, при этом после создания проницаемой зоны подают пар только в нагнетательную скважину, а из добывающей скважины отбирают продукцию, для создания проницаемой зоны в продуктивный пласт через обе скважины подают пар температурой не менее 180°С, но не выше температуры парообразования в пластовых условиях, далее переходят под нагнетание пара до закачки не менее 4 т на погонный метр горизонтального ствола каждой скважины с последующей остановкой на термокапиллярную пропитку, 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° на 10 м для размещения входа электроцентробежного насоса (ЭЦН), спускаемого на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) и оснащенного датчиками температуры на входе, затем закачку пара через нагнетательную скважину возобновляют, а отбор продукции насосом проводят со съемом термограммы вдоль ствола добывающей скважины и замером температуры на приеме ЭЦН, отличающийся тем, что выполняют подъем ранее спущенной колонны НКТ с ЭЦН из добывающей скважины и спускают колонну НКТ, оснащенную трубой-фильтром, эксплуатационным пакером, ЭЦН, снабженным датчиками температуры на входе в электродвигатель ЭЦН и в ЭЦН, хвостовиком, после установки ЭЦН на глубину ниже статического уровня на 50 м и посадки эксплуатационного пакера производят обвязку на устье добывающей скважины линейного нефтепровода к затрубной задвижке фонтанной арматуры, далее запускают в работу ЭЦН, в то же время эксплуатационным пакером перекрывают выход добываемой продукции обратно в пласт и при этом добываемая продукция через отверстия в трубе-фильтре перетекает в пространство между колонной НКТ и эксплуатационной колонной - межколонное пространство, и поднимается на устье добывающей скважины через затрубную задвижку фонтанной арматуры, обвязанную с линейным нефтепроводом, при этом из-за большой площади контакта эксплуатационной колонны с породами, залегающими выше продуктивного пласта и обладающими температурой ниже, чем в продуктивном пласте, происходит снижение температуры добываемой продукции, причем площадь контакта эксплуатационной колонны с породами определяют по формуле
2. S_{контакт.} = 2*π*R_{колонны}*L_{спус. пакера},
3. где S_{контакт.} - площадь контакта эксплуатационной колонны с породами, м²,
4. R_{колонны} - радиус эксплуатационной колонны, м,
5. L_{спус. пакера} - глубина спуска эксплуатационного пакера, м.