СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ
METHOD FOR DEVELOPMENT OF HIGH-VISCOSITY OIL DEPOSIT

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой нефти.
Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием пары горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин (патент RU №2379494, МПК Е21В 43/24, опубл. 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, причем что 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 низкая эффективность разработки месторождения высовязкой нефти из-за отсутствия контроля равномерности прогрева паровой камеры тепловым воздействием.
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 нагнета-тельную 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 является то, что данный способ не предусматривает регулирование равномерного прогрева паровой камеры, вследствие чего охват пласта тепловым процессом становится неравномерным и снижается эффективность процесса в целом.
Технической задачей предлагаемого решения является повышение эффективности разработки залежи за счет равномерности прогрева паровой камеры путем изменения интервалов закачки теплоносителя и/или отбора продукции.
Эта задача решается способом разработки залежи высоковязкой нефти, включающим 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, спуск в добывающую скважину спускаемого на колонне НКТ насоса, оснащенного на приеме датчиками температуры и давления и оптоволоконного кабеля по всей длине фильтра, закачка пара через нагнетательную скважину и отбор продукции насосом в добывающей скважине, проведение термобарометрических измерений посредством геофизических исследований в добывающей скважине, по результатам которых в горизонтальном стволе добывающей скважины выявляют зоны с экстремально высокими температурами.
Новым является то, что при наличии экстремально высоких температур в интервале концов колонн НКТ в нагнетательной скважине и/или в интервале приема насоса в добывающей скважине колонны НКТ смещают так, что концы колонн НКТ и/или прием насоса в нагнетательной и/или добывающей скважине соответственно находились в менее прогретом интервале на расстоянии не менее 50 м от первоначальной установки.
На чертеже схематично представлен предлагаемый способ разработки месторождения высоковязкой нефти регулированием закачки теплоносителя и/или отбором продукции.
Предложенный способ осуществляется следующим образом. Сначала производят строительство верхней нагнетательной скважины 1 и нижней добывающей скважины 2 с фильтрами 3 и 4, соответственно расположенными друг над другом и вскрывающими продуктивный пласт 5 залежи с высоковязкой нефтью. В нагнетательную скважину спускают две колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) 6 и 7. Выходные отверстия на концах 8 и 9 колонн НКТ 6 и 7 соответственно размещены в фильтре 3 нагнетательной скважины 1 и разнесены по длине фильтра 3 нагнетательной скважины 1, разбивая его на зоны прогрева так, что исключается прорыв теплоносителя в фильтр 4 добывающей скважины 2 через более прогретую зону. Процесс паротеплового воздействия начинается со стадии предподогрева, в течение которой проводится закачка теплоносителя в обе скважины 1 и 2. За счет кондуктивного переноса тепла разогревается межскважинная зона пласта (зона между добывающей 2 и нагнетательной 1 скважинами), при этом снижается вязкость высоковязкой нефти, происходит ее термическое расширение, повышается ее подвижность. Далее нагнетательная скважина 1 используется для закачки теплоносителя в продуктивный пласт 5, а добывающая скважина 2 используется для добычи высоковязкой нефти из продуктивного пласта 5. В добывающую скважину 2 размещают оптоволоконный кабель 10 и спускают колонну НКТ 11 с погружным насосом 12 с приемом 13, оснащенным датчиками температуры и давления (не показаны), на конце. Производится закачка теплоносителя (пара) в продуктивный пласт 5 по колонне НКТ 6 и 7. В зависимости от проницаемости продуктивного пласта 5 подбирают давление нагнетания и в зависимости от эффективной нефтенасыщенной толщины продуктивного пласта 5 определяют объем нагнетаемого пара, при этом происходит прогревание продуктивного пласта 5 с созданием паровой камеры. Отбор разогретой тяжелой нефти или битума осуществляют с помощью погружного насоса 12 (например, электроцентробежного, винтового и т.п.), которая по колонне НКТ 11 поступает на дневную поверхность. В процессе отбора разогретой тяжелой нефти или битума происходит прорыв теплоносителя из паровой камеры в фильтр 4 горизонтального участка добывающей скважины 2, о чем свидетельствует наличие экстремально высоких температурных пиков на термограммах, которые строятся по результатам данных оптоволоконного кабеля 10 установленного в добывающей скважине 2. При наличии температурных пиков в интервале концов 8 и 9 необходимо изменить расположение выходных отверстий на концах 8 и 9 колонн НКТ 6 и 7 в нагнетательной скважине 1. При наличии температурных пиков в интервале приема 13 насоса 12 необходимо изменить расположение погружного насоса 12 в добывающей скважине 2. Например, прорыв теплоносителя в фильтр 4 добывающей скважины 2 произошел напротив интервала продуктивного пласта 5, где расположен конец 9 колонны НКТ 7 нагнетательной скважины 1, о чем свидетельствуют температурные пики с оптоволоконного кабеля 8, расположенных в пределах данного интервала в добывающей скважине 2. Для этого устанавливают выходные отверстия на конце 9 колонны НКТ 7 в другой менее прогретый интервал нагнетательной скважины 1. Если прорыв теплоносителя в фильтр 4 добывающей скважины 2 произошел напротив интервала продуктивного пласта 5, где расположен прием 13 насоса 12 тогда меняют расположение насосной установки 12 в добывающей скважине 2 - в наименее прогретый интервал. Если прорыв произошел в интервалах одного конца 8 или 9 колонн НКТ 6 и 7 соответственно или обоих концов 8 и 9 и в интервале приема 13 насоса 12, то изменяют интервал установки концов 8 и/или 9 и приема 13 насос 12 перемещением колонн НКТ 6, 7 и 11. При этом изменение интервала закачки (размещение концов 8 и/или 9 колон НКТ 6 и 7) и/или отбора (приема 13 насоса 12) должно быть на расстояние не менее 50 м по длине фильтра от первоначальной точки закачки или отбора, чтобы исключить повторный прорыв и обеспечить более равномерный прогрев пласта 5. Прорыв теплоносителя через фильтр 4 добывающей скважины 2 прекращается. Таким образом продолжают дальнейшую эксплуатацию скважин 1 и 2 в данном режиме. При наличии прорыва теплоносителя в другом интервале фильтра 4 добывающей скважины 2 аналогичным образом, как описано выше, эксплуатируют другие интервалы продуктивного пласта 5, подконтрольные выходным отверстиям концов 8 и 9 колонн труб 6 и 7.
Предложенный способ повышает эффективность разработки месторождения тяжелой нефти или битума за счет равномерности прогрева паровой камеры путем изменения интервалов закачки теплоносителя и/или отбора продукции.