СПОСОБ ОСВОЕНИЯ И РАЗРАБОТКИ ПАРНЫХ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН, ДОБЫВАЮЩИХ ВЫСОКОВЯЗКУЮ НЕФТЬ
METHOD OF COMPLETION AND DEVELOPMENT OF STEAM HORIZONTAL WELLS PRODUCING HIGH-VISCOSITY OIL

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти.
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, при этом 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, и 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).
Недостатком этого способа являются высокие материальные и энергетические затраты на строительство двухустьевых горизонтальных скважин, связанные с необходимостью добуривания, обсаживания, цементирования и обустройства второго устья. При освоении скважин закачкой пара требуется значительное время и объемы закаченного агента для создания паровой камеры и ее распространения по всему интервалу горизонтального ствола, процесс ускоряется при начальном горизонтальном ГРП.
Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти и битума (патент RU №2597303, МПК Е21В 43/247, опубл. Бюл. №25 от 10.09.2016), включающий разбуривание залежи двумя технологическими скважинами и добывающей скважиной с горизонтальными стволами, установку в горизонтальные стволы технологических скважин электродов, соединение электродов с электрической подстанцией на устье скважины, спуск в горизонтальный ствол добывающей скважины электроцентробежного насоса, прогрев залежи электрическим током с помощью установленных в горизонтальных стволах технологических скважин электродов, отбор разогретых нефти и битума из залежи электроцентробежным насосом из горизонтального ствола добывающей скважины, отличающийся тем, что первоначально бурят как минимум одну добывающую и одну нагревательную скважины с горизонтальными стволами, расположенными параллельно и друг под другом на расстоянии 15 м, затем в верхнем горизонтальном стволе нагревательной скважины производят гидравлический разрыв пласта с образованием продольной трещины с последующим ее креплением токопроводящим материалом, затем перпендикулярно начальному участку горизонтального ствола нагревательной скважины бурят первую технологическую скважину с горизонтальным стволом, а перпендикулярно конечному участку горизонтального ствола нагревательной скважины бурят вторую технологическую скважину с горизонтальным стволом, причем горизонтальные стволы технологических скважин размещают в пределах трещин гидравлического разрыва пласта, затем между технологическими скважинами параллельно их вертикальным стволам и перпендикулярно горизонтальным стволам пары нагревательной и добывающей скважин бурят две дополнительные добывающие скважины, горизонтальные стволы дополнительных добывающих скважин размещают параллельно и между верхним и нижним горизонтальными стволами нагревательной и добывающей скважин, в качестве электродов, спускаемых в скважину, используют колонны насосных штанг, оснащают нижний горизонтальный ствол добывающей скважины и горизонтальные стволы дополнительных добывающих скважин электроцентробежными насосами, осуществляют прогрев залежи с помощью верхнего горизонтального ствола нагревательной скважины, а отбор разогретых нефти и битума осуществляют с помощью электроцентробежных насосов через нижний горизонтальный ствол добывающей скважины и горизонтальные стволы дополнительных добывающих скважин.
Недостатками способа являются: значительные затраты на бурение эксплуатационных горизонтальных и технологических вертикальных скважин, а также на дополнительные горизонтальные скважины; большие потери энергии на осуществление электрического нагрева пласта по сравнению с закачкой теплоносителя, риск не создания термогидродинамической связи между нагревательной и нижней добывающей скважиной, ввиду изрядного расстояние - 15 м между скважинами.
Известен также способ разработки залежи сверхвязкой нефти (патент RU №2531412, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №29 от 20.10.2014), включающий бурение пары горизонтальных верхней нагнетательной и нижней добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости, прогрев пласта закачкой пара в обе скважины с образованием паровой камеры, разогрев межскважинной зоны пласта, снижение вязкости сверхвязкой нефти, закачку пара в верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину и отбор продукции из нижней горизонтальной добывающее скважины, при этом прогревают пласт закачкой пара в обе скважины до стабилизации величины паронефтяного отношения, после чего поочередно используют три режима разработки залежи сверхвязкой нефти, первый режим включает закачку пара в нагнетательную скважину и выдержку его в пласте в течение 48-72 часов, второй режим включает закачку в добывающую скважину пропиленгликоля из расчета 5 м на 100 м горизонтального участка добывающей скважины с содержанием основного вещества не менее 98% с выдержкой в пласте в течение 12-24 часов и одновременной циркуляцией водяного пара в нагнетательной скважине, третий режим включает добычу высоковязкой нефти из добывающей скважины до возрастания величина паронефтяного отношения в 1,5 раза.
3
Недостатками способа являются отсутствие контроля равномерности прогрева межскважинного пространства на всех этапах эксплуатации пары скважин, что может привести к прорывам пара и выходу из строя насосного оборудования. Также после начала отбора продукции добывающей скважиной и достижения паронефтяного отношения 2,2-3,8 м/т, то есть фактического получения растущего дебита по нефти, нецелесообразно останавливать отбор, переводить пару скважин на циклический режим работы, включающий период 48-72 суток без закачки пара, что приведет к.остыванию паровой камеры и необходимости повторного освоения паром обеих скважин и создания паровой камеры.
Наиболее близким к заявляемому способу по совокупности существенных признаков является способ разработки нефтебитумной залежи (патент RU №2287677, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №32 от 20.11.2006), включающий строительство добывающей двухустьевой горизонтальной скважины и отбор продукции, при этом выше 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 нагнетательной двухустьевой горизонтальной скважины и доли пара в отбираемой продукции, а затем закачивают пар малой степени сухости, объем которого определяют по повышению давления нагнетания, которое поддерживают не превышающим давление раскрытия вертикальных трещин, а продукцию отбирают по добывающей двухустьевой горизонтальной скважине до полной выработки продуктивного пласта.
Недостатками данного способа являются высокие материальные и энергетические затраты на строительство двухустьевых горизонтальных скважин, связанные с необходимостью добуривания, обсаживания, цементирования и обустройства второго устья, при освоении скважин закачкой пара требуется значительное время и объемы закачиваемого агента для создания паровой камеры и ее распространения по всему интервалу горизонтального ствола, процесс ускоряется при начальном горизонтальном ГРП. Также отсутствует контроль состояния прогрева горизонтального ствола добывающей скважины, что может привести к прорывам пара к насосу и к неравномерному прогреву, и использование свабного насоса, который имеет ряд недостатков (низкая производительность, высокий износ сваба и резиновых уплотнителей, необходимость нахождения подъемника и бригады подземного ремонта на устье добывающей скважины).
Техническими задачами предлагаемого способа являются снижение материальных и энергетических затрат, ускорения освоения скважин за счет закачки в начальный период освоения теплоносителя - горячей воды при давлении закачки достаточном для создания горизонтальных трещин, ускоряющих дальнейшее освоение скважине паром, исключение неравномерности прогрева и прорыва пара в добывающую скважину за счет применения контроля прогрева, и увеличение надежности работы за счет использования погружных насосов, установленных в наиболее технологически обоснованных местах.
Технические задачи решаются способом освоения и разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть, включающим строительство горизонтальных добывающей скважины и нагнетательной скважины, располагаемой выше и параллельно добывающей скважине, создание проницаемой зоны между скважинами за счет нагнетания теплоносителя в обе скважины, причем после создания проницаемой зоны подают пар только в нагнетательную скважину, а из добывающей скважины отбирают продукцию.
Новым является то, что горизонтальную добывающую скважину при строительстве оснащают оптиковолоконным кабелем с датчиками температуры, а для создания проницаемой зоны в продуктивный пласт через обе скважины подают теплоноситель температурой не менее 90°С, но не выше температуры парообразования в пластовых условиях, и давлением позволяющим произвести гидроразрыв пласта, но не выше давления разрыва покрышки продуктивного пласта, в течении от 1 до 3 сут., после чего переходят под нагнетание пара до закачки не менее 4 т на погонный метр горизонтального ствола каждой скважины с последующей остановкой на термокапиллярную пропитку, при этом в горизонтальном стволе добывающей скважины проводят геофизические исследования для выявления переходных зон между большим и меньшим прогревом, в которых выбирают зону с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м для размещения входа насоса, спускаемого на колонне насосно-компрессорных труб - НКТ и оснащенного датчиками давления и температуры на входе, далее закачку пара через нагнетательную скважину возобновляют, а отбор продукции насосом проводят со съемом термограммы вдоль ствола добывающей скважины и замером температуры на приеме насоса, 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, после стабилизации температуры на уровне максимально допустимой, насос переводят нормальный режим работы.
На фиг. 1 показана схема горизонтальных скважин в продуктивном пласте при закачке.
На фиг. 2 показана схема горизонтальных скважин в продуктивном пласте при отборе.
На фиг. 3 показана диаграмма перехода «вода-пар» в зависимости от температуры и давления.
Способ освоения и разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть, включает строительство в продуктивном пласте 1 (фиг. 1, 2) горизонтальных одноустьевых добывающей скважины 2 и нагнетательной скважины 3, располагаемой выше и параллельно добывающей скважине 2. Горизонтальную добывающую скважину 2 при строительстве оснащают оптиковолоконным кабелем с датчиками температуры. Создают проницаемую зону между скважинами 2 и 3 за счет нагнетания теплоносителя в обе скважины 2 и 3. После создания проницаемой зоны подают пар только в нагнетательную горизонтальную скважину 3, а из добывающей горизонтальной скважины 2 отбирают продукцию насосом 4 (фиг. 2). Для создания проницаемой зоны в обеих скважинах 2 (фиг. 1) и 3 размещают две колонны насосно-компрессорных труб - НКТ 5 и 6 (в добывающей скважине 2 при длине фильтровой части менее 700 метров размещают одну колонну НКТ 5 - не показано). Создание проницаемой зоны между скважинами 2 и 3 производят за счет закачки воды температурой не менее 90°С, но не выше температуры парообразования в пластовых условиях (см. фиг. 3), и давлением, позволяющим произвести гидроразрыв пласта, но не выше давления разрыва покрышки продуктивного пласта, в течении от 1 до 3 сут.:
Р=Руст+Ргс,
где Р - забойное давление, атм;
Руст - давление закачки на устье скважины 2, 3, атм
Ргс - гидростатическое давление столба жидкости, атм;
Руст=Н*k
где Н - глубина кровли песчаной пачки, м;
k - коэффициент для условий неглубокозалегающих пластов - 0,2;
При этом происходит гидроразрыв пласта, создаются и развиваются трещины 7 в горизонтальной плоскости, так как для неглубокозалегающих пластов 1 (до глубины 400 метров) пассивное давление грунта существенно превосходит горное давление, это тектонический режим взброса, когда горное давление является минимальным главным напряжением, при этом давление разрыва оказывается практически равным горному давлению, несколько превышая его, при этом не разрывая покрышку продуктивного пласта.
Далее продолжают закачку пара (фиг. 3) в скважины 2 (фиг. 1) и 3 до закачки не менее 4 т на погонный метр горизонтального ствола скважин 2 и 3. Далее скважины 2 и 3 останавливают на выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола добывающей скважины 2, в которой проводят термобарометрические измерения посредством геофизических исследований, по результатам которых в горизонтальном стволе добывающей скважины 2 выявляют переходные зоны (на фиг. не показаны) с температурой между большим и меньшим прогревом. Среди выявленных зон определяют зону с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, в которой размещают вход насоса 4 (фиг. 2) спускаемого на колонне НКТ 8 и оснащенного датчиками давления и температуры (не показаны) на входе. Закачку пара через нагнетательную скважину 3 возобновляют, а отбор продукции насосом 4 проводят со съемом термограммы вдоль ствола добывающей скважины 2 посредством оптоволоконного кабеля и замером температуры на приеме насоса 4, при наличии, для контролирования процесса равномерного прогрева добывающей скважины 2. При снижении температуры жидкости ниже максимально допустимой на входе насоса 4 (определяемой заводом изготовителем) увеличивают закачку пара через нагнетательную скважину 3, а при повышении температуры на входе насоса 4 снижают закачку пара через нагнетательную скважину 3 и/или переводят насос 4 в периодический режим работы. После стабилизации температуры на входе насоса 4 равной максимально допустимой по условиям работы насос 4 переводят нормальный режим работы.
Пример конкретного выполнения.
-6
2
В пласте 1 (фиг. 1 и 2) вязкость нефти составляет 27350*10 м/с (при 8°С). На месторождении производят строительство пары горизонтальных скважин 2 и 3. Добывающая скважина 2 с горизонтальным стволом длиной 827 м на глубине 95 м пробурена долотом диаметром 244,5 мм и обсажена колонной с щелями - щелевым фильтром (не показано) с оптиковолоконным кабелем, оснащенным датчиками температуры. Нагнетательная скважина 3 с горизонтальным стволом длиной 823 м на глубине 90 м пробурена долотом диаметром 244,5 мм. Горизонтальный ствол скважины 3 обсажен колонной с щелями - щелевым фильтром (не показано). В горизонтальном стволе нагнетательной скважины 3 (фиг. 1) размещают две колонны насосно-компрессорных труб - НКТ 5, конец первой колонны НКТ 5 диаметром 60 мм на глубину 230 м, конец второй колонны НКТ 5 диаметром 89 мм спускают во вторую половину горизонтального ствола на глубину 635 м. В добывающей скважине 2 конец первой колонны НКТ 6 диаметром 60 мм спускают на глубину 320 м, конец второй колонны НКТ 6 диаметром 89 мм спускают во вторую половину горизонтального ствола на глубину 753 м. Далее закачивают пар в течении 52 часов с давлением закачки на устье - 18 атм для нагнетательной скважины 3 и 19 атм для добывающей 2 для создания трещин 7. Данный пар, охлаждаясь по стволу непрогретой скважины, конденсируется в воду. Далее продолжают закачку сухого пара объемом 5300 т в добывающую скважину 2 и 5600 т в нагнетательную 3, пар при этом не конденсируется по прогретому стволу, после окончания закачки данного объема пара скважины 2 и 3 останавливают на выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола добывающей скважины 2, в которой после извлечения двух колонн НКТ 6 проводят термобарометрические измерения посредством геофизических исследований, по результатам которых в горизонтальном стволе добывающей скважины 2 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 8 (фиг. 2) электроцентробежный насос 4 марки ЭЦН5А-160-300, оснащенный на приеме датчиками температуры и давления. Информация с датчиков по кабелю передается на устье скважины 2.
Закачивают пар через нагнетательную скважину 3 в объеме 160 т/сут и отбирают пластовую продукцию посредством электроцентробежного насоса 4 через добывающую скважину 2. Снимают термограммы вдоль ствола добывающей скважины 2 и замеряют температуру и давление на приеме электроцентробежного насоса 4.
Допустимая температура на приеме данного электроцентробежного насоса 4 составляет 128,6°С. Температура на приеме электроцентробежного насоса 4 составляет 112,9°С. При такой температуре эксплуатируют насос 4 в постоянном режиме. Увеличивают закачку пара через нагнетательную скважину 3 на 15%.
При температуре в районе электроцентробежного насоса более 128,6°С переводят насос 4 в периодический режим работы 80/20 (80 минут эксплуатации/20 минут бездействия и т.д.) и снижают закачку пара в нагнетательной скважине 3 на 10%.
При достижении температуры на входе электроцентробежного насоса 4 близкой, но не более 128,6°С, насос 4 переводят на постоянный - нормальный режим отбора, позволяющий поддерживать заданную температур в максимально возможный период времени (определяется эмпирически).
По сравнению с соседними скважинами залежи, которые осваивали изначально закачкой только сухого пара, прогрев добывающей скважины 2 оказался выше на 25°С по результатам геофизических исследований, а скорость появления нефти в продукции добывающей скважины 2 после начала отбора раньше на 18 суток. За счет постоянного контроля за термограммами в добывающей скважине 2 не было зафиксировано ни одного прорыва пара. Равномерность прогрева по всей длине добывающей скважины 2 поддерживают за счет использования двух труб НКТ 4 разного диаметра в нагнетательной скважине 3. Использование погружного электроцентробежного насоса 4 позволило увеличить отбор на 70% продукции из пласта за счет увеличения времени безаварийной работы втрое.
Предлагаемый способ освоения и разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть позволяет снизить материальные, энергетические затраты и ускорить освоение скважин за счет закачки в начальный период освоения теплоносителя - горячей воды при давлении закачки достаточном для создания горизонтальных трещин, ускоряющих дальнейшее освоение скважин паром, исключить неравномерности прогрева и прорыва пара в добывающую скважину за счет применения контроля прогрева, и увеличить надежность работы за счет использования погружных насосов, установленных в наиболее технологически обоснованных местах.