Patent RU-2724707-C1 (RU)
Title: Способ разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть
Inventor: AMERKHANOV MARAT INKILAPOVICH
IPC: E21B43/24
Filed: 2020-01-14
Granted: 2020-06-25
Abstract: Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти. Изобретение содержит способ разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть. Способ включает в себя бурение геологоразведочных скважин для оконтуривания нефтенасыщенной залежи и оценки потенциала промышленной разработки залежи, строительство горизонтальных добывающей и нагнетательной скважин. Через геологоразведочные скважины производят опробование залежи. При получении притока нефти проводят ее физико-химический анализ, определяют вязкость нефти в пластовых условиях. В зависимости от значения вязкости применяют поправочный коэффициент α к формуле расчета объема пара для закачки. Далее проводится строительство добывающей и нагнетательной скважин. Нагнетательная скважина располагается выше и параллельно добывающей скважине. Между скважинами за счет нагнетания водяного пара в обе скважины создается проницаемая зона. После создания проницаемой зоны подают пар только в нагнетательную горизонтальную скважину. Из добывающей горизонтальной скважины отбирают продукцию. В горизонтальном стволе нагнетательной скважины проводят геофизические исследования по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола. После этого в нагнетательной скважине размещают две колонны насосно-компрессорных труб - НКТ. При этом конец колонны меньшего диаметра располагают в начале горизонтального ствола, конец колонны большего диаметра - в зоне с нефтенасыщенностью более 60 %. 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 20 м. Перед закачкой пара производят замер начального уровня жидкости и начального давления в затрубном пространстве горизонтальных скважин. В обе скважины закачивают объем пара, рассчитанный по формуле. Во время закачки пара в горизонтальные скважины два раза в неделю проводят замеры уровней жидкости и давления в затрубном пространстве, отслеживают динамику их изменения. При превышении давления в затрубном пространстве выше значения 0,666*Рдоп, где Рдоп - допустимое давление сохранения целостности покрышки нефтенасыщенной залежи, останавливают освоение горизонтальных скважин закачкой пара и переводят скважины для термокапиллярной пропитки и остывания ствола добывающей скважины. В добывающей скважине проводят термобарометрические измерения посредством геофизических исследований. По результатам геофизических исследований дополнительно определяют распределение температур вдоль горизонтального ствола добывающей скважины. Устанавливают спускаемый на колонне НКТ насос и оптоволоконный кабель по всей длине фильтра. Насос оснащен на приеме датчиками температуры и давления. Далее возобновляют закачку пара через нагнетательную скважину. Отбор продукции насосом проводят со съемом термограммы вдоль ствола добывающей скважины посредством оптоволоконного кабеля и замером температуры на приеме насоса для контролирования процесса равномерного прогрева добывающей скважины. При наличии участков прогрева с температурой более 120°С в интервале 300 м от начала фильтровой зоны в эксплуатационной колонне устанавливают насос за 20 м до фильтровой части. При отсутствии участков прогрева с температурой более 120°С в интервале 300 м от начала фильтровой зоны в эксплуатационной колонне устанавливают насос за 20 м до фильтровой части с использованием трубы-хвостовика. 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 входе насоса, равной максимально допустимой по условиям работы, насос переводят на постоянный режим работы. Технический результат - увеличение добычи нефти, сокращение периода ожидания для проведения исследований и внедрения глубинного оборудования, снижение риска нефтегазоводопроявлений. 3 ил., 1 табл.