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 и битумной нефти.
Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием пары горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин (патент RU №2379494, МПК Е21В 43/24, опубл. в бюл. №2 от 20.01.2010), горизонтальные участки которых размещены параллельно одна над другой в вертикальной плоскости продуктивного пласта, оснащенных колонной насосно-компрессорных труб, позволяющих вести одновременно закачку теплоносителя и отбор продукции, закачку теплоносителя, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор продукции через добывающую скважину по насосно-компрессорным трубам и контроль технологических параметров пласта и скважины, при этом окончания колонн насосно-компрессорных труб располагают на противоположных концах условно горизонтального участка скважин, прогрев продуктивного пласта начинают с закачки пара в обе скважины, разогревают межскважинную зону пласта, снижают вязкость высоковязкой нефти, а паровую камеру создают закачкой теплоносителя, распространяющегося к верхней части продуктивного пласта с увеличением размеров паровой камеры, в процессе отбора продукции, периодически, 2-3 раза в неделю, определяют минерализацию попутно отбираемой воды, анализируют влияние изменения минерализации попутно отбираемой воды на равномерность прогрева паровой камеры и с учетом изменения минерализации попутно отбираемой воды осуществляют равномерный прогрев паровой камеры путем регулирования режима закачки теплоносителя или отбора продукции скважин до достижения стабильной величины минерализации попутно отбираемой воды.
Недостатком известного способа является отсутствие контроля температуры в горизонтальной добывающей скважине, что приводит или к перегреву скважины и выходу из строя глубинно-насосного оборудования, или к недогреву и потерям дебита нефти.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть (патент № RU 2584437, МПК Е21В 43/24, опубл. в 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 использование в нагнетательной скважине насосно-компрессорных труб меньшего диаметра на конце горизонтального ствола, а насосно-компрессорных труб большего диаметра - в начале горизонтального ствола, что приводит к потерям тепла за счет роста гидравлических потерь для насосно-компрессорных труб меньшего диаметра и большей длины, также отбор продукции насосом в самом прогретом месте вдоль горизонтального ствола приводит к срывам подачи электроцентробежного насоса из-за высокой температуры, вызванной кипением воды на приеме насоса.
Технической задачей заявляемого способа являются снижение потерь тепла за счет использования в нагнетательной скважине насосно-компрессорных труб большего диаметра в интервале высокой нефтенасыщенности горизонтального ствола, а насосно-компрессорных труб меньшего диаметра - в начале горизонтального ствола, и отсутствие срыва подачи насоса за счет размещения его в переходной зоне между большим и меньшим прогревом и использования регулируемого отбора продукции из добывающей скважины.
Техническая задача решается способом эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, 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, размещение в добывающей скважине оптоволоконного кабеля и НКТ с электроцентробежным насосом и датчиками температуры на входе в электродвигатель электроцентробежного насоса и в электроцентробежном насосе, регулируемую закачку пара в нагнетательную скважину через колонны НКТ различного диаметра, проведение в добывающей скважине термобарических измерений и посредством оптоволоконного кабеля выявление зоны горизонтального ствола добывающей скважины с различной температурой, определение в одной из выявленных зон интервала с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, в котором размещают электроцентробежный насос, при этом изменением подачи пара через нагнетательную скважину и работой электроцентробежного насоса устанавливают режим работы пары скважин, причем при температуре жидкости на входе, равной максимально допустимой по условиям работы электроцентробежного насоса, поддерживают постоянный режим его работы.
Новым является то, что в горизонтальном стволе нагнетательной скважины проводят геофизические исследования по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола, после чего в нагнетательной скважине размещают две колонны НКТ, при этом конец колонны меньшего диаметра - в начале горизонтального ствола, а конец колонны большего диаметра в зоне с нефтенасыщенностью более 60%, посредством геофизических исследований в горизонтальном стволе добывающей скважины для установки насоса выявляют переходную зону с температурой между большим и меньшим прогревом, размещают электроцентробежный насос в данной переходной зоне, 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.
Способ осуществляется следующим образом.
Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, включает строительство в продуктивном пласте с высоковязкой нефтью нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине. В нагнетательной скважине проводят геофизические исследования по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола. После чего в нагнетательной скважине для закачки пара размещают две колонны НКТ, при этом конец колонны меньшего диаметра размещают в начале горизонтального ствола, а конец колонны большего диаметра - в зоне с нефтенасыщенностью более 60%. Такое размещение колонн НКТ позволяет снизить потери тепла при прокачке пара через НКТ большего диаметра в более удаленные от начала горизонтального ствола скважины и создать гидродинамическую связь между парой скважин в более нефтенасыщенной зоне пласта, что приводит к увеличению нефтеотдачи пласта. Производят закачку пара в нагнетательную скважину через колонны НКТ различного диаметра. В добывающей скважине проводят геофизические исследования по определению распределения давления и температуры по стволу. Посредством этих исследований в горизонтальном стволе добывающей скважины выявляют переходную зону с температурой между большим и меньшим прогревом и определяют в выявленной зоне интервал с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, в который спускают колонну НКТ с электроцентробежным насосом и датчиками температуры на входе в электродвигатель электроцентробежного насоса и в электроцентробежном насосе. Изменением подачи пара через нагнетательную скважину и работой электроцентробежного насоса устанавливают режим работы пары скважин. При температуре жидкости на входе равной максимально допустимой по условиям работы электроцентробежного насоса поддерживают постоянный режим его работы. 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. Пример конкретного выполнения.
-6
2
Эксплуатируют пару скважин на месторождении высоковязкой нефти. Вязкость нефти составляет 27350*10 м/с (при 8°С).
Нагнетательная скважина с горизонтальным стволом длиной 622 м на глубине 97 м пробурена долотом диаметром 244,5 мм. Горизонтальный ствол нагнетательной скважины обсажен колонной с щелями - щелевым фильтром. В нагнетательной скважине проводят геофизические исследования по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола. С устья в скважину спущены две колонны НКТ. Конец первой колонны диаметром 60 мм спущен в начало горизонтального ствола. Конец второй колонны диаметром 89 мм спущен во вторую половину горизонтального ствола в зону с нефтенасыщенностью 64%. Добывающая скважина с горизонтальным стволом длиной 619 м на глубине 103 м пробурена долотом диаметром 244,5 мм и обсажена колонной с щелями - щелевым фильтром. В добывающей скважине размещают оптоволоконный кабель и колонну НКТ с электроцентробежным насосом марки ЭЦН5А-160-300. Насос ЭЦН5А-160-300 оборудован датчиками температуры на входе в электродвигатель электроцентробежного насоса и в электроцентробежном насосе. После закачки 4300 тонн пара через нагнетательную скважину с расходом 60 т/сут в НКТ 89 мм и 25 т/сут в НКТ 60 мм и 3900 тонн пара в добывающую скважину с расходом 70 т/сут в добывающей скважине проводят геофизические исследования по определению распределения давления и температуры по стволу. Посредством этих исследований в горизонтальном стволе добывающей скважины выявляют переходную зону с температурой между большим 117°С и меньшим 103°С прогревом, и определяют в выявленной зоне интервал с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, в который перемещают электроцентробежный насос при помощи колонны НКТ. Продолжают закачивать пар с расходом 60 т/сут в НКТ 89 мм и 25 т/сут в НКТ 60 мм через нагнетательную скважину, а пластовую продукцию из добывающей скважины отбирают электроцентробежным насосом с режимом отбора 110 т/сут. Замеряют температуру на входе электроцентробежного насоса. Допустимая температура на приеме данного электроцентробежного насоса составляет 128,6°С.
При температуре 121,9°С на приеме данного электроцентробежного насоса, его эксплуатируют в постоянном режиме, а закачку пара через нагнетательную скважину увеличивают на 25 т/сут (10 т/сут в НКТ 60 мм и 15 т/сут в НКТ 89 мм). Добиваются постоянного режима работы электроцентробежного насоса с необходимым расходом для поддержания температуры жидкости на приеме электроцентробежного насоса близкой, но не более 128,6°С.
При повышении температуры в районе электроцентробежного насоса более 128,6°С, снижают закачку пара на 15 т/сут (5 т/сут в НКТ 60 мм и 10 т/сут в НКТ 89 мм) в нагнетательной скважине, при медленном снижении температуры в добывающей скважине насос переводят в периодический режим работы 80/20 (80 минут эксплуатации/20 минут бездействия). При стабилизации температуры на приеме электроцентробежного насоса, близкой, но не более 128,6°С, насос переводят на постоянный отбор продукции 100 т/сут.
Экономия энергии на закачку и прогрев пласта составила 3-5% по сравнению с аналогичными скважинами, работающими по технологии, описанной в наиболее близком аналоге. Срыв подачи продукции на вход насоса и перегрев насоса не наблюдались.
Предлагаемый способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, позволяет снизить потери тепла за счет использования в нагнетательной скважине насосно-компрессорных труб большего диаметра в интервале высокой нефтенасыщенности горизонтального ствола, а насосно-компрессорных труб меньшего диаметра - в начале горизонтального ствола, исключить срывы подачи насоса из-за высокой температуры за счет размещения его в переходной зоне между большим и меньшим прогревом и использования регулируемого отбора продукции из добывающей скважины.