СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ПАРНЫХ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН
METHOD OF DEVELOPMENT OF DEPOSITS OF HIGH VISCOSITY OIL WITH THE USE OF STEAM HORIZONTAL WELLS

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти.
Известен способ разработки нефтебитумной залежи (патент № RU 2287677, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №32 от 20.11.2006), включающий строительство добывающей двухустьевой горизонтальной скважины, параллельно ей строят нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину, создают проницаемую зону между скважинами за счет нагнетания водяного пара в обе скважины, после создания проницаемой зоны подают пар только в нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину, а по добывающей двухустьевой горизонтальной скважине отбирают продукцию, при этом степень сухости закачиваемого пара периодически чередуют, вначале закачивают пар высокой степени сухости до увеличения приемистости двухустьевой горизонтальной скважины и доли пара в отбираемой продукции, а затем закачивают пар малой степени сухости, объем которого определяют не превышающим давления раскрытия вертикальных трещин, а продукцию отбирают по добывающей двухустьевой горизонтальной скважине до полной выработки продуктивного пласта.
Известен способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин (патент № RU 2340768, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №34 от 10.12.2008), включающий закачку теплоносителя через двухустьевую горизонтальную нагнетательную скважину, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры и отбор продукции через двухустьевую горизонтальную добывающую скважину, причем прогрев продуктивного пласта начинают с закачки пара в обе скважины, разогревают межскважинную зону пласта, снижают вязкость нефти или битума, а паровую камеру создают закачкой теплоносителя с возможностью пробивания последнего к верхней части продуктивного пласта и увеличения размеров паровой камеры в процессе отбора продукции, при котором снимают термограммы паровой камеры, анализируют состояние ее прогрева на равномерность прогрева и наличие температурных пиков, с учетом полученных термограмм осуществляют равномерный прогрев паровой камеры путем смены направления фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции, при этом объем закачки теплоносителя через устья нагнетательной скважины и/или отбор продукции через устья добывающей скважины изменяют в соотношении, %: (10-90):(90-10).
Недостатками вышеуказанных способов являются снижение приемистости горизонтальной нагнетательной скважины вследствие увеличения пластового давления при закачке пара, повышение уровня водонефтяного контакта (ВНК) вследствие конденсации закачанного пара, невозможность внедрения насосного оборудования вследствие повышения пластового давления, а также описанный в патенте № RU 2340768 метод равномерного прогрева паровой камеры путем смены направления фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции в соотношении (10-90):(90-10) % применим только для двухустьевых парных скважин, в случае одноустьевых скважин не достигается равномерный прогрев и расширение паровой камеры, так как точки подачи пара и отбора статичны, вследствие чего линии фильтрации теплоносителя и нефти не изменяются в данном режиме и не происходит расширение паровой камеры по всей протяженности горизонтального ствола. Также отсутствуют критерии установки насоса в добывающих скважинах при отборе продукции, что может привести к преждевременному выходу из строя насоса вследствие превышения предельной температуры для его эксплуатации, а также к прорывам пара в добывающую скважину.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является 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.
Недостатками известного способа являются отсутствие первоначального прогрева (освоения) межскважинной зоны пласта вокруг добывающей скважины для создания проницаемой зоны между парой горизонтальных скважин, что является необходимым условием для добычи высоковязкой нефти, которая является малоподвижной, вследствие высокой вязкости и высокого начального напряжения сдвига, что увеличивает сроки начала промышленной эксплуатации залежи, а также отбор продукции насосом в самом прогретом месте вдоль горизонтального ствола добывающей скважины приводит к срывам подачи электроцентробежного насоса из-за высокой температуры, вызванной кипением воды на приеме насоса, при этом стационарная установка насоса, несмотря на изменения температурного фронта, не позволяет максимально эффективно добывать продукцию.
Техническими задачами предлагаемого изобретения являются ускорение выхода на промышленную эксплуатацию залежи за счет первоначального прогрева межскважинной зоны пласта вокруг добывающей скважины закачкой в нее пара, сокращение энергетических затрат и более эффективная добыча продукции за счет установки насоса в участках горизонтального ствола с более низкими пластовыми давлениями и высокой нефтенасыщенностью.
Техническая задача решается способом разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин, включающим 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, спуск в добывающую скважину одной или двух колонн НКТ, в зависимости от длины горизонтального ствола, первоначальный прогрев (освоение) межскважинной зоны пласта закачкой пара только в добывающую скважину, подъем НКТ и размещение в добывающей скважине оптоволоконного кабеля и НКТ с электроцентробежным насосом и датчиками температуры на входе в электродвигатель электроцентробежного насоса и в электроцентробежном насосе, закачку пара через горизонтальную нагнетательную скважину и отбор продукции через горизонтальную добывающую скважину.
Новым является то, что осуществляют первоначальный прогрев (освоение) продуктивного пласта закачкой высокотемпературного пара только в добывающую скважину, при этом прогревается межскважинная зона пласта, так как пар стремится наверх и снижается вязкость нефти, продолжительной закачкой теплоносителя создают паровую камеру с возможностью пробивания последней к находящейся выше нагнетательной скважине и далее выше к верхней части продуктивного пласта, а также при последующем переводе добывающей скважины на режим отбора, электроцентробежный насос располагают не в зоне с наибольшей температурой, а в переходной зоне с температурой между большим и меньшим прогревом во избежание срывов подачи электроцентробежного насоса из-за высокой температуры, 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.
Способ осуществляется следующим образом.
Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин включает 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. Для начального прогрева осуществляют спуск в добывающую скважину одной или двух (при длине горизонтального ствола более 700 м) колонн НКТ со смещением конца или концов по горизонтали относительно концов НКТ нагнетательной скважины не менее чем на 10 м. Производят закачку расчетного объема пара (6,6 тонн пара на погонный метр фильтровой части при длине фильтра менее 700 м и 6,4 т/м при длине более 700 м) в добывающую скважину для создания гидродинамической связи между скважинами, при этом прогревается межскважинная зона пласта, так как пар стремится наверх, снижается вязкость тяжелой нефти. Практически межскважинная зона прогревается в 1,5 раза быстрее, чем при начальной закачке в обе скважины, так как не происходит превышения пластового давления и снижения приемистости после конденсации закаченного пара. После закачки расчетного объема пара для создания гидродинамической связи добывающую скважину останавливают на выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола скважины. После чего в добывающей скважине 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 спускаемый на колонне НКТ электроцентробежный насос, оснащенный на приеме датчиками температуры и давления и оптоволоконный кабель по всей длине фильтра. Начинают вести закачку пара через нагнетательную скважину и отбор продукции электроцентробежным насосом в добывающей скважине, при этом пар из-за разности плотностей пробивается к верхней части продуктивного пласта, создавая увеличивающуюся в размерах паровую камеру, на поверхности раздела паровой камеры и холодных нефтенасыщенных толщин постоянно происходит процесс теплообмена, в результате которого пар конденсируется в воду и вместе с нефтью под действием силы тяжести стекает к добывающей скважине. 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.
Пример конкретного выполнения
-6
2
Эксплуатируют пару скважин на месторождении высоковязкой нефти. Вязкость нефти составляет 10849*10 м/с (при 8°С). Нагнетательная скважина с горизонтальным стволом длиной 723 м на глубине 121 м пробурена долотом диаметром 244,5 мм. Горизонтальный ствол нагнетательной скважины обсажен колонной с щелями - щелевым фильтром. С устья в скважину спущены две колонны НКТ. Конец первой колонны спущен в начало горизонтального ствола на глубину 362 м, конец второй колонны спущен во вторую половину горизонтального ствола на глубину 850 м. Добывающая скважина с горизонтальным стволом длиной 730 м на глубине 126 м пробурена долотом диаметром 244,5 мм. Горизонтальный ствол добывающей скважины обсажен колонной с щелями - щелевым фильтром, с устья в скважину спущены две колонны НКТ. Конец первой колонны спущен в начало горизонтального ствола на глубину 660 м, конец второй колонны спущен во вторую половину горизонтального ствола на глубину 910 м. На предварительном этапе освоения в нижнюю добывающую скважину закачивают объем пара 6308 тонн со среднесуточным расходом 95 т/сут в течение 69 суток, далее останавливают закачку на выдержку для термокапиллярной пропитки на 19 суток, после чего проводят термобарометрические измерения посредством геофизических исследований и спускают электроцентробежный насос ЭЦН5-125-400 на глубину 483 м в зону с температурой между большим - 117°С и меньшим - 96°С прогревом и оптоволоконный кабель по всей длине фильтра. Начинают вести закачку пара в нагнетательную скважину с суточным расходом 160 т/сут и отбирать продукцию с добывающей скважины с дебитом 150 т/сут. Через три месяца работы в постоянном режиме температура на приеме насоса достигает значения, близкого к предельному для работы насоса - 135°С, после чего проводят перемещение насоса в зону между большим - 135°С и меньшим прогревом - 69°С на глубину 728 м и продолжают эксплуатацию. При этом прогрев ускорился в 1,5 раза по сравнению с аналогичными скважинами, где начальный прогрев осуществляли только из нагнетательной скважины, а суточная добыча сверхвязкой нефти достигла планового значения 26 т/сут для данного поднятия через аналогичное время 11 месяцев по сравнению с соседними скважинами.
Экономия энергии на выработку пара для закачки и прогрева пласта при освоении для одной пары скважин составила 35-40% по сравнению с аналогичными скважинами, работающими по технологии, с первоначальным прогревом (освоением) закачкой пара обоих скважин, и 100-200% - с закачкой только в верхнюю скважину. При этом снижения приемистости горизонтальной нагнетательной скважины вследствие увеличения пластового давления при закачке пара, повышения уровня водонефтяного контакта (ВНК) вследствие конденсации закачанного пара и трудностей при внедрении насосного оборудования вследствие повышения пластового давления не происходило.
Предлагаемый способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин позволяет ускорить выход на промышленную эксплуатацию залежи за счет первоначального прогрева межскважинной зоны пласта вокруг добывающей скважины закачкой в нее пара, сократить энергетические затраты и вести более эффективную добычу продукции за счет установки насоса в участках горизонтального ствола с более низкими пластовыми давлениями и высокой нефтенасыщенностью.