Способ добычи высоковязкой нефти с использованием пары скважин
METHOD FOR PRODUCING HIGH-VISCOSITY OIL USING A PAIR OF WELLS

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения высоковязкой и битумной нефти.
Известен способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть (патент RU № 2584437, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.05.2016 г.), включающий закачку пара через горизонтальную скважину, отбор пластовой продукции через горизонтальную добывающую скважину, расположенную ниже и параллельно нагнетательной скважине, при этом 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 известного способа является то, что в случае необходимости постановки бригады подземного ремонта скважин для ремонта глубинного оборудования в большей части паронагнетательных скважин необходимы временные и транспортные затраты на охлаждение скважины, а также стравливание или глушение парогазовой смеси.
Наиболее близким является способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть (патент RU № 2695478, МПК Е21В 43/24, Е21В 7/04, Е21В 47/06, опубл. 23.07.2019 г.), включающий строительство с фильтровыми частями в соответствующих горизонтальных стволах добывающей скважины и нагнетательной скважины, расположенной ниже и параллельно добывающей скважине, проведение в горизонтальном стволе нагнетательной скважины геофизических исследований по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола, размещение в нагнетательной скважине двух колонн насосно-компрессорных труб - НКТ, при этом конец колонны НКТ меньшего диаметра размещают в начале горизонтального ствола, а конец колонны НКТ большего диаметра в зоне с нефтенасыщенностью более 60 %, регулируемую закачку пара в нагнетательную скважину через колонны НКТ различного диаметра, а посредством геофизических исследований в горизонтальном стволе добывающей скважины выявляют переходную зону с температурой между большим и меньшим прогревом, из которой осуществляют отбор электроцентробежным насосом, 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, причем перед спуском в нагнетательную скважину в колонне НКТ большего диаметра оснащают одну или несколько муфт одним или двумя отверстиями, располагаемыми по периметру равномерно, отверстия во время спуска размещают в районе середины фильтровой части для создания дополнительной точки или нескольких точек закачки пара для равномерного прогрева вдоль всего горизонтального ствола скважины и большего охвата пласта, при этом муфты с 2-мя отверстиями используют при объеме закачки пара не менее 120 т/сут в НКТ большего диаметра, причем при длине фильтровой части менее 500 м спускают одну муфту с отверстием или 2-мя отверстиями примерно 6 мм, при длине 500-700 м спускают одну муфту с отверстием или 2-мя отверстиями примерно 8 мм, при длине фильтровой части более 700 м спускают 2 муфты с отверстием или 2-мя отверстиями 8 мм и расстоянием между данными муфтами не менее 100 м, в добывающую скважину спускают насос с хвостовиком, сообщенным с входом насоса, вход хвостовика размещают в переходной температурной зоне, а насос - за пределами фильтровой части горизонтального ствола добывающей скважины.
Недостатками данного способа эксплуатации являются высокая вероятность парогазопроявления на устье нагнетательной скважины на этапе эксплуатации во время проведения, текущего или капитального ремонта скважины, негативное влияние высокой температуры парогазовой смеси, находящейся в межтрубном пространстве, на цементную крепь. При этом также происходит уход тепла в нецелевой объект эксплуатации.
Технической задачей является создание способа, позволяющего снизить риск парогазопроявлений во время проведения подземных ремонтов в нагнетательных скважинах, а также сокращение временных и транспортных затрат на мероприятия по глушению и охлаждению нагнетательных скважин.
Техническая задача решается способом добычи высоковязкой нефти с использованием пары скважин, включающим строительство добывающей скважины и нагнетательной скважины с горизонтальными стволами со спуском соответствующих эксплуатационных колонн, а также фильтров-хвостовиков, проведение в горизонтальном стволе нагнетательной скважины геофизических исследований по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола, размещение в нагнетательной скважине двух колонн насосно-компрессорных труб - НКТ, при этом конец колонны НКТ меньшего диаметра размещают в начале горизонтального ствола, а конец колонны НКТ большего диаметра в зоне с нефтенасыщенностью более 60 %, регулируемую закачку пара в нагнетательную скважину через колонны НКТ различного диаметра, а посредством геофизических исследований в горизонтальном стволе добывающей скважины выявляют переходную зону с температурой между большим и меньшим прогревом, из которой осуществляют отбор электроцентробежным насосом, 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.
Новым является то, что строительство нагнетательной скважины осуществляют выше добывающей скважины и производят таким образом, чтобы нижняя точка эксплуатационной колонны нагнетательной скважины находилась на расстоянии не менее 3 м по горизонтали от эксплуатационной колонны добывающей скважины, а горизонтальный ствол нагнетательной скважины располагался над горизонтальным стволом добывающей скважины и таким образом, чтобы нижняя точка эксплуатационной колонны нагнетательной скважины находилась на 2-4 м ниже нижней точки фильтра-хвостовика нагнетательной скважины.
На фигуре представлена последовательность осуществления способа.
Способ добычи высоковязкой нефти с использованием пары скважин эксплуатации пары скважин осуществляют следующим образом.
На залежи 1 (см. фиг.) высоковязкой нефти осуществляют строительство добывающей 2 скважины и расположенной выше нагнетательной 3 скважины, строительство осуществляют со спуском соответствующих эксплуатационных колонн 4 и 5, а также фильтров-хвостовиков 6. При этом строительство нагнетательной 3 скважины производят таким образом, чтобы нижняя точка эксплуатационной колонны 5 нагнетательной скважины 3 находилась на расстоянии не менее 3 м по горизонтали (на фиг. не показано) от эксплуатационной колонны 4 добывающей скважины 2 и таким образом, чтобы нижняя точка эксплуатационной колонны 5 нагнетательной скважины 3 находилась на 2-4 м (см. фиг.) ниже нижней точки фильта-хвостовика 6 нагнетательной скважины.
Проводят в горизонтальном стволе нагнетательной 3 скважины геофизические исследования по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола, размещение в нагнетательной 3 скважине двух колонн насосно-компрессорных труб – НКТ (на фиг. не показано), при этом конец колонны НКТ меньшего диаметра размещают в начале горизонтального ствола, а конец колонны НКТ большего диаметра - в зоне с нефтенасыщенностью более 60 %. Далее осуществляют регулируемую закачку пара в нагнетательную 3 скважину через колонны НКТ различного диаметра, а посредством геофизических исследований в горизонтальном стволе добывающей 2 скважины выявляют переходную зону с температурой между большим и меньшим прогревом, из которой осуществляют отбор электроцентробежным насосом (на фиг. не показано), причем при снижении температуры жидкости ниже максимально допустимой на входе насоса увеличивают закачку пара через нагнетательную 3 скважину, а при повышении температуры на входе насоса снижают закачку пара через нагнетательную 3 скважину и/или переводят насос в периодический режим работы.
Реализация предлагаемого способа позволит создать гидрозатвор в нижнем интервале эксплуатационной колонны 5 нагнетательной 3 скважины, который будет препятствовать выходу парогазовой смеси из продуктивного пласта во время проведения подземных ремонтов в нагнетательных скважинах.
Примеры практического применения.
Пример 1.
На Михайловской залежи 1 сверхвязкой нефти, находящейся на глубине 170 м, представленной однородным пластом со средней эффективной нефтенасыщенной толщиной 10 м, пластовой температурой 8°С, давлением 0,44 МПа, нефтенасыщенностью 0,70 д. ед., пористостью 31 %, проницаемостью 2,847 мкм², плотностью битума в пластовых условиях 979 кг/м³, вязкостью 13011 мПа·с, произвели бурение расположенных друг над другом горизонтальных добывающей 2 и нагнетательной 3 скважин, строительство осуществили со спуском соответствующих эксплуатационных колонн 4 и 5, а также фильтров-хвостовиков 6. Нижняя точка эксплуатационной колонны 5 нагнетательной 3 скважины расположена на 2 м ниже нижней точки фильтра-хвостовика 6 нагнетательной 3 скважины. При этом расстояние по горизонтали между нижней точкой эксплуатационной колонны 5 нагнетательной 3 скважины и эксплуатационной колонной 4 добывающей 2 скважины составило 3 м. В горизонтальном стволе нагнетательной скважины выполнили геофизические исследования по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола, разместили в нагнетательной скважине две колонны насосно-компрессорных труб - НКТ, при этом конец колонны НКТ меньшего диаметра разместили в начале горизонтального ствола, а конец колонны НКТ большего диаметра в зоне с нефтенасыщенностью 62 %. Отрегулировали закачку пара в нагнетательную скважину через колонны НКТ, а посредством геофизических исследований в горизонтальном стволе добывающей скважины выявили переходную зону с температурой между большим и меньшим прогревом, из которой осуществляли отбор электроцентробежным насосом. Произвели прогрев пласта закачкой теплоносителя через нагнетательную 3 и добывающие 2 скважины расходом в обе скважины по 60 т/сут в течении 75 дней. После создания паровой камеры запустили добывающую 2 скважину на отбор продукции за счет парогравитационного дренажа дебитом 100 т/сут по жидкости, в верхнюю нагнетательную 3 скважину продолжили постоянную закачку пара расходом 90 т/сут. При этом разработку вели с регулированием текущего размера паровой камеры путем изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательную 3 скважину и отбора жидкости из добывающей 2 скважины с контролем температуры добываемой жидкости. После эксплуатации пары скважин на протяжении 2 лет было добыто 72500 т жидкости и закачено 54000 т пара. После этого периода эксплуатации нагнетательной 3 скважины с целью изменения фильтрационных потоков и наращивания дебита нефти было принято решение о изменении интервала подачи пара в нагнетательной 3 скважине. Эксплуатация нагнетательной 3 скважины по предлагаемому способу позволила выполнить ремонтные работы без предварительного глушения и ожидания снижения температуры нагнетательной 3 скважины, что позволило сократить временные и транспортные затраты на мероприятия по глушению и охлаждению нагнетательной 3 скважины, снизить потери нефти из-за простоя скважины.
Пример 2.
На Михайловской залежи 1 сверхвязкой нефти, находящейся на глубине 170 м, представленной однородным пластом со средней эффективной нефтенасыщенной толщиной 10 м, пластовой температурой 8 °С, давлением 0,44 МПа, нефтенасыщенностью 0,70 д. ед., пористостью 31 %, проницаемостью 2,847 мкм², плотностью битума в пластовых условиях 979 кг/м³, вязкостью 13011 мПа·с, произвели бурение расположенных друг над другом горизонтальных добывающей 2 и нагнетательной 3 скважин, строительство осуществили со спуском соответствующих эксплуатационных колонн 4 и 5, а также фильтров-хвостовиков 6. Нижняя точка эксплуатационной колонны 5 нагнетательной 3 скважины расположена на 4 м ниже нижней точки фильтра-хвостовика 6 нагнетательной 3 скважины (в других примерах практического применения данное расстояние составило 3 м). При этом расстояние по горизонтали между нижней точкой эксплуатационной колонны 5 нагнетательной 3 скважины и эксплуатационной колонной 4 добывающей 2 скважины составило 4 м. В горизонтальном стволе нагнетательной скважины выполнили геофизические исследования по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола, разместили в нагнетательной скважине две колонны насосно-компрессорных труб - НКТ, при этом конец колонны НКТ меньшего диаметра разместили в начале горизонтального ствола, а конец колонны НКТ большего диаметра в зоне с нефтенасыщенностью 69 %. Отрегулировали закачку пара в нагнетательную скважину через колонны НКТ различного диаметра, а посредством геофизических исследований в горизонтальном стволе добывающей скважины выявили переходную зону с температурой между большим и меньшим прогревом, из которой осуществили отбор электроцентробежным насосом. Произвели прогрев пласта закачкой теплоносителя через нагнетательную 3 и добывающие 2 скважины расходом в обе скважины по 65 т/сут в течении 75 дней, после создания паровой камеры запустили добывающую 2 скважину на отбор продукции за счет парогравитационного дренажа дебитом 110 т/сут по жидкости. В верхнюю нагнетательную 3 скважину продолжили постоянную закачку пара расходом 85 т/сут. При этом разработку вели с регулированием текущего размера паровой камеры путем изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательную 3 скважину и отбора жидкости из добывающей 2 скважины с контролем температуры добываемой жидкости. После эксплуатации пары скважин на протяжении 2 лет было добыто 77000 т жидкости и закачено 59500 т пара. После этого периода эксплуатации нагнетательной 3 скважины с целью изменения фильтрационных потоков и наращивания дебита нефти было принято решение о изменении интервала подачи пара в нагнетательной 3 скважине. Эксплуатация нагнетательной 3 скважины по предлагаемому способу позволила выполнить ремонтные работы без предварительного глушения и ожидания снижения температуры нагнетательной 3 скважины, что позволило сократить временные и транспортные затраты на мероприятия по глушению и охлаждению нагнетательной 3 скважины, снизить потери нефти из-за простоя скважины.
Предлагаемый способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, позволяет снизить риск парогазопроявлений во время проведения подземных ремонтов в нагнетательных скважинах, а также сократить временные и транспортные затраты на мероприятия по глушению и охлаждению нагнетательных скважин.