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.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2379494, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.01.2010, Бюл. 2), согласно которому используют пары горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин. Горизонтальные участки этих скважин размещают параллельно один над другим в вертикальной плоскости продуктивного пласта. Скважины оснащают колонной насосно-компрессорных труб, что позволяет вести одновременно закачку теплоносителя и отбор продукции, закачку теплоносителя, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор продукции через добывающую скважину и контроль технологических параметров пласта и скважины. 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. Закачкой теплоносителя, распространяющегося к верхней части продуктивного пласта, создают паровую камеру. Увеличивают размеры 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. 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 добывающих скважинах, что приводит или к перегреву скважины и выходу из строя глубинно-насосного оборудования, или к недогреву и потерям дебита нефти.
В предложенном изобретении решается задача повышения дебита добывающих скважин без выхода из строя глубинно-насосного оборудования.
Задача решается тем, что в способе эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, включающем закачку пара через горизонтальную скважину, отбор пластовой продукции через горизонтальную добывающую скважину, расположенную ниже и параллельно нагнетательной скважине, согласно изобретению 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.
Сущность изобретения
При добыче высоковязкой нефти парогравитационным воздействием стремятся к максимальному разогреву и снижению вязкости нефти, что обеспечивает максимальный дебит скважин. Однако при этом насосное оборудование начинает работать с перегревом и выходит из строя. Занижение температуры нефти приводит к потерям дебита. Отсутствие контроля температуры в добывающих скважинах приводит или к перегреву скважины и выходу из строя глубинно-насосного оборудования или к недогреву и потерям дебита нефти. В предложенном изобретении решается задача повышения дебита добывающих скважин без выхода из строя глубинно-насосного оборудования. Задача решается следующим образом.
При эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, 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. Такое размещение позволяет проводить равномерный прогрев скважины по стволу и, соответственно, улучшить гидродинамическую связь с добывающей скважиной.
В добывающей скважине размещают оптоволоконный кабель и колонну насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом, снабженным 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. Данная кривизна является наиболее оптимальной для размещения и эксплуатации установки электроцентробежного насоса. Перемещают колонну насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом до размещения электроцентробежного насоса в определенной зоне. Закачивают пар через нагнетательную скважину и отбирают пластовую продукцию посредством электроцентробежного насоса через добывающую скважину. Замеряют температуру на входе в электродвигатель электроцентробежного насоса и в электроцентробежном насосе. При температуре ниже допустимой по условиям работы насоса увеличивают закачку пара через нагнетательную скважину.
При превышении температуры в районе электроцентробежного насоса переводят насос в периодический режим работы. При остановках работы насоса пластовая жидкость охлаждается. После охлаждения жидкости до допустимой температуры включают насос и отбирают пластовую продукцию до достижения допустимой температуры. Затем вновь останавливают работу насоса и т.д. Одновременно уменьшают закачку пара. Добиваются постоянного режима работы электроцентробежного насоса с температурой жидкости на входе в электродвигатель электроцентробежного насоса и в электроцентробежном насосе равной максимально допустимой по условиям работы насоса.
В результате удается максимально увеличить дебит скважины без выхода из строя глубинно-насосного оборудования.
Пример конкретного выполнения
Эксплуатируют пару скважин на месторождении высоковязкой нефти. Вязкость нефти составляет 3993 сСт (при 20°С). На месторождении пробурены две скважины.
Нагнетательная скважина с горизонтальным стволом длиной 640,5 м на глубине 115 м пробурена долотом диаметром 244,5 мм. Горизонтальный ствол скважины не обсажен. С устья в скважину спущены две колонны насосно-компрессорных труб. Конец первой колонны диаметром 89 мм спущен до начала горизонтального ствола. Конец второй колонны диаметром 60 мм спущен до конца горизонтального ствола.
Добывающая скважина с горизонтальным стволом длиной 735,5 м на глубине 112,5 м пробурена долотом диаметром 244,5 мм и обсажена колонной с щелями - щелевым фильтром. В добывающей скважине размещают оптоволоконный кабель и колонну насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом марки ВНН5А-159-300/04-013, снабженным датчиками температуры на входе в электродвигатель электроцентробежного насоса и в электроцентробежном насосе. Информация с датчиков по кабелю передается на устье скважины.
3
Через нагнетательную скважину закачивают пар. После освоения нагнетательной скважины ее останавливают на 10 суток и проводят термобарометрические измерения в добывающей скважине. 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. Перемещают колонну насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом до размещения электроцентробежного насоса в определенной зоне. Закачивают пар через нагнетательную скважину и отбирают пластовую продукцию посредством электроцентробежного насоса через добывающую скважину. Замеряют температуру на входе в электродвигатель электроцентробежного насоса и в электроцентробежном насосе. Допустимая температура для данного электроцентробежного насоса составляет 150°С. Температура на входе в электродвигатель электроцентробежного насоса составляет 130°С. При такой температуре эксплуатируют насос в постоянном режиме. Увеличивают закачку пара через нагнетательную скважину. При температуре в районе электроцентробежного насоса более 150°С переводят насос в периодический режим работы. Останавливают работу насоса до достижения температуры 142°С, включают насос и отбирают пластовую продукцию до достижения допустимой температуры 150°С. Затем вновь останавливают работу насоса и т.д. Одновременно уменьшают закачку пара. Добиваются постоянного режима работы электроцентробежного насоса с расходом 117 м/сут с температурой жидкости на входе в электродвигатель электроцентробежного насоса и в электроцентробежном насосе 150°С.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения дебита добывающих скважин без выхода из строя глубинно-насосного оборудования.