Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть
METHOD OF OPERATING PAIR OF WELLS PRODUCING HIGH-VISCOSITY OIL

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой нефти.
Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин (патент RU № 2663526, МПК E21B 43/24, E21B 07/04, E21B 47/06, опубл. 07.08.2018 в Бюл. № 22), включающий строительство в продуктивном пласте горизонтальной 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, спуск в добывающую скважину одной или двух колонн НКТ со смещением конца или концов по горизонтали относительно концов НКТ нагнетательной скважины не менее чем на 10 м, первоначальный прогрев продуктивного пласта закачкой необходимого для прогрева межскважинного пространства залежи с созданием гидродинамической связи объема пара, выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола скважины, проведение термобарометрических измерений посредством геофизических исследований в добывающей скважине, по результатам которых в горизонтальном стволе добывающей скважины выявляют зоны с экстремальными температурами, а среди выявленных зон определяют зону с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, размещение спускаемого на колонне НКТ электроцентробежного насоса, оснащенного на приеме датчиками температуры и давления и оптоволоконного кабеля по всей длине фильтра, в дальнейшем ведение закачки пара через нагнетательную скважину и отбор продукции электроцентробежным насосом в добывающей скважине, причем осуществляют первоначальный прогрев продуктивного пласта закачкой расчетного объема высокотемпературного пара в добывающую скважину, а исследования добывающей скважины осуществляют после термокапиллярной пропитки и остывания ствола скважины ниже предельной температуры для насоса, который устанавливают в переходной зоне с температурой между большим и меньшим прогревом, в ходе эксплуатации насоса производят мониторинг температур по длине добывающей скважины и на входе насоса, при достижении в зоне размещения насоса температуры, близкой к предельной для работы насоса, его перемещают в близлежащую зону, соответствующую условиям установки насоса, при этом точки подачи пара в нагнетательной скважине и точку отбора в добывающей скважине размещают со смещением по горизонтали не менее чем 10 м во избежание прорывов пара.
Недостатком данного способа является сложность реализации из-за постоянного изменения места расположения насоса в ходе добычи, узкая область применения из-за невозможности работы только в пластах с высокой проницаемостью, в которых не происходит рост давления выше давления гидроразрыва пласта при закачке пара.
Наиболее близким по технической сущности является способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть (патент RU № 2584437, МПК E21B 43/24, опубл. 20.05.2016 в Бюл. № 14), 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.
Недостатком данного способа является сложность реализации и высокая вероятность ошибки из-за сложности определения места расположения насоса в ходе добычи, большие временные затраты, связанные с прогревом пласта из-за отсутствия закачки пара в начальный период через добывающую скважину, низкого перепада давлений между скважинами при отборе, что приводит также длительному выходу на добычу продукции в промышленных масштабах особенно в пластах со средней и низкой приемистостью.
Технической задачей предполагаемого изобретения является создание способа эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, позволяющего упростить реализацию за счет более простого расположения насоса в добывающей скважине и сократить время прогрева пласта за счет прогрева через добывающую скважину, в том числе в пластах со средней и низкой приемистостью за счет цикличности закачки и обеспечения максимально возможного перепада давлений между скважинами.
Техническая задача решается способом эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, включающим закачку пара через горизонтальную скважину, отбор пластовой продукции через горизонтальную добывающую скважину, расположенную ниже и параллельно нагнетательной скважине в том же пласте, перед закачкой спуск в нагнетательную скважину двух колонн насосно-компрессорных труб разного диаметра, причем конец колонны большего диаметра размещают в начале горизонтального ствола, конец колонны меньшего диаметра размещают в конце горизонтального ствола, размещение в добывающей скважине оптоволоконного кабеля и колонны труб с глубинным насосом и датчиками температуры и давления на входе, во время закачки пара в нагнетательную скважину проведение посредством оптоволоконного кабеля и датчиков температуры и давления термобарометрических измерений в добывающей скважине при отборе продукции глубинным насосом, режимы которого регулируют исходя из термобарических исследований.
Новым является то, что в добывающую скважину спускают глубинный насос с производительностью превышающей продуктивность пласта, перед отбором продукции в добывающую скважину по межтрубному пространству закачивают пар до давления отсечки, не превышающего давление гидроразрыва пласта, после чего останавливают закачку пара и производят отбор продукции до срыва потока, далее добывающую скважину переводят под аналогичные описанным циклы закачки пара и отбора продукции до получения гидродинамической связи между скважинами, после чего добывающую скважину переводят под постоянный регулируемый отбор продукции пласта.
Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, включает строительство горизонтальной нагнетательной скважины и горизонтальной добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине в том же пласте. Производят спуск в нагнетательную скважину двух колонн насосно-компрессорных труб (НКТ) разного диаметра, причем конец колонны большего диаметра размещают в начале горизонтального ствола, конец колонны меньшего диаметра размещают в конце (у забоя скважины) горизонтального ствола. Размещают в добывающей скважине оптоволоконный кабель и колонны труб с глубинным насосом и датчиками температуры и давления на входе, причем применяют глубинный насос с производительностью превышающей продуктивность пласта. Через колонны НКТ закачивают пар в нагнетательную скважину. В добывающую скважину по межтрубному пространству также закачивают пар до давления отсечки, не превышающего давление гидроразрыва пласта (определяется эмпирическим путем при гидродинамических исследованиях пласта перед освоением). После чего останавливают закачку пара и производят отбор продукции глубинным насосом до срыва потока, то есть до снижения уровня жидкости в этой скважине до уровня горизонтального ствола скважины. Срыв потока определяется снижением нагрузки на глубинном насосе (снижением веса колонны штанг, если глубинный насос – плунжерный; снижением потребляемого тока, если глубинный насос – электрический погружной и т.п.). При этом обеспечивается максимальный перепад давлений между добывающей и нагнетательной скважинами, что значительно ускоряет процесс проникновения пара в межскважинную зону пласта и его ускоренный прогрев, исключая гидравлический разрыв пласта при закачке пара (что очень актуально для пластов со средней и низкой приемистостью). Далее добывающую скважину переводят под аналогичные описанным циклы закачки пара и отбора продукции до получения гидродинамической связи между скважинами, после чего добывающую скважину переводят под постоянный регулируемый отбор продукции пласта. Причем в добывающей скважине проводят термобарометрические измерения в при отборе продукции глубинным насосом, режимы которого регулируют исходя из термобарических исследований (см. патент RU № 2584437 – авторы на это не претендуют).
Предлагаемый способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, позволяет упростить реализацию за счет более простого расположения насоса в добывающей скважине и сократить время прогрева пласта за счет прогрева через добывающую скважину, в том числе в пластах со средней и низкой приемистости за счет цикличности закачки и обеспечения максимально возможного перепада давлений между скважинами.