Способ разработки залежи высоковязкой нефти тепловыми методами и устройство для его осуществления
METHOD OF DEVELOPMENT OF HIGH-VISCOSITY OIL DEPOSIT USING THERMAL METHODS AND DEVICE FOR IMPLEMENTATION THEREOF

Изобретение относится к способу разработки залежи высоковязкой нефти тепловыми методами и устройству для его осуществления, в частности к автоматизации технологического процесса добычи высоковязкой нефти тепловыми методами, а именно к способам и средствам контроля параметров теплового воздействия при подключении трех и более счетчиков пара.
.
Наиболее близким является способ разработки залежи высоковязкой нефти тепловыми методами, включающий закачку пара через паронагнетательную и добывающую скважины, технологическую обвязку системы нагнетания пара, передачу информации параметров нагнетания на станцию управления скважиной, прием и обработку информации (патент RU № 2340768, МПК Е21В 43/24, опубл10.12.2008 г.,  Бюл. № 34). Строят верхнюю нагнетательную и нижнюю добывающую скважины с горизонтальными участками, расположенными друг над другом. Закачку пара осуществляют в обе скважины, разогревают межскважинную зону пласта, снижают вязкость нефти или битума. Контролируют параметры процесса теплового воздействия на пласт установкой приборов контроля на каждую нагнетательную линию, анализируют полученную информацию. С учетом полученных данных осуществляют регулирование параметров для равномерного прогрева паровой камеры. путем смены режимов закачки теплоносителя.
Известно устройство разработки залежи высоковязкой нефти тепловыми методами, включающее верхнюю паронагнетательную и нижнюю добывающую скважины с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, средства контроля и регулирования параметров технологического процесса теплового воздействия. Известное устройство не позволяет контролировать расход нагнетаемого пара, обеспечивающего повышение эффективности добычи высоковязкой нефти при своевременном реагировании на изменение показателей расхода пара, позволяющим предотвратить прорыв пара к горизонтальному участку добывающей скважины, либо полностью отключать отдельные нагнетательные линии, по которым произошел прорыв теплоносителя к горизонтальному участку добывающей скважины (патент RU № 2474680, МПК Е21В 43/24, опубл. 10.02.2013 г., Бюл. № 4).
Известно применение станции управления скважиной в технологической обвязке автоматизации процесса добычи высоковязкой нефти, включающей последовательное соединение искробезопасных барьеров, резистора сопротивления, контроллера расширения, информационный вход на станцию управления скважиной, блоки приема и обработки информации, модуль передачи информации параметров нагнетания пара на станцию управления скважиной и на диспетчерский пункт нефтепромысла (http://промкаталог.рф/PublicDocuments/0816701.pdf стр. 4). В цепи линии связи счетчиков пара с контроллером расширения последовательно установлены искробезопасные барьеры сопротивлением номиналом 330 Ом и параллельно резистор сопротивление номиналом 270 Ом, общим сопротивлением участка цепи 600 Ом. Напряжение постоянного тока составляет 24 В.
Недостатками способа и устройства являются невозможность автоматического контроля и регулирования технологического процесса теплового воздействия на паронагнетательную и добывающую скважины высоковязкой нефти, так как завод-изготовитель счетчиков пара гарантирует связь только двух счетчиков пара посредством контроллера расширения с коммуникационным стандартом со станцией управления скважиной, однако, для повышения эффективности разработки залежи высоковязкой нефти необходимо увеличить степень теплового воздействия на пласт за счет увеличения нагнетательных линий пара, а при подключении дополнительных линий нагнетания пара в скважины, и соответственно трех и более счетчиков пара к станции управления скважиной через контроллер расширения в линии счетчиков пара падает напряжение постоянного тока от 24 В до 11 В, что недостаточно для работы контроллера расширения и ведет к его «зависанию», в результате не обеспечивается стабильность передачи информации со счетчиков пара на станцию управления скважиной и далее на диспетчерский пункт нефтепромысла, что приводит к сбоям в контроле и управлении технологическим процессом теплового воздействия на залежь высоковязкой нефти и в конечном итоге к снижению нефтеотдачи, либо к аварийной ситуации, либо к повышению обводненности продукции.
Техническими задачами предложения являются повышение эффективности добычи высоковязкой нефти за счет повышения надежности и качества автоматического регулирования процесса, обеспечения стабильной передачи информации со счетчиков пара, расширение технологических возможностей при работе с тремя и более нагнетательными линиями скважин при использовании одной станции управления скважиной.
Технические задачи решаются способом разработки залежи высоковязкой нефти тепловыми методами, включающим закачку пара через паронагнетательную и добывающую скважины, технологическую обвязку системы нагнетания пара, прием и обработку информации, передачу информации параметров нагнетания на станцию управления скважиной и диспетчерский пункт нефтепромысла.
Новым является то, что перед закачкой пара устанавливают две нагнетательные линии,  расположенные в горизонтальной паронагнетательной скважине с возможностью подачи пара в начало и конец  горизонтального участка, и одну нагнетательную линию в добывающей скважине, расположенной ниже паронагнетательной скважины в одной вертикальной плоскости, устанавливают счетчик пара на каждую нагнетательную линию, три параллельно расположенных счетчика пара соединяют с резистором сопротивления номиналом 120 Ом, резистор сопротивления последовательно соединяют с контролером расширения и информационным входом на станцию управления скважиной, в реальном режиме времени контролируют расход пара в каждой из трех нагнетательных линий скважин, при необходимости регулирования расхода подачи пара направляют управляющий сигнал для корректировки поддержания на заданном уровне необходимой подачи теплоносителя с парогенератора в соответствующую зону скважин.
Технические задачи решаются устройством разработки залежи высоковязкой нефти тепловыми методами, включающим нагнетательные линии, технологическую обвязку нагнетания пара, содержащую счетчики пара, соединенные через резистор сопротивления с контроллером расширения и информационным входом на станцию управления скважиной, модуль передачи информации параметров нагнетания на станцию управления скважиной, блоки приема и обработки информации.
Новым является то, что нагнетательные линии включают две нагнетательные линии,  расположенные в горизонтальной паронагнетательной скважине с возможностью подачи пара в начало и конец  горизонтального участка, и одну нагнетательную линию в добывающей скважине, расположенной ниже паронагнетательной скважины в одной вертикальной плоскости, причем три параллельно расположенных счетчика пара соединяют с резистором сопротивления номиналом 120 Ом, а резистор сопротивления последовательно соединен с контролером расширения и информационным входом на станцию управления скважиной.
Сущность изобретения заключается в следующем.
Строят паронагнетательную и добывающую скважины с горизонтальными участками. Скважины размещают друг над другом в одной вертикальной плоскости. С целью повышения эффективности добычи высоковязкой нефти в паронагнетательную скважину спускают две колонны труб с возможностью подачи пара в начало и конец горизонтального участка. В добывающую скважину, расположенную ниже паронагнетательной скважины, спускают как минимум одну колонну насосно-компрессорных труб с возможностью подачи пара в горизонтальный участок, в зависимости от геолого-физических свойств коллектора для обеспечения гидродинамической связи между скважинами.
Количество закачиваемого пара зависит от длины горизонтального участка скважины и коэффициента расхода пара, равного соответственно: для паронагнетательной – 8,6 т/м, а для добывающей – 6,4 т/м. Регулирование расхода закачки пара позволяет повысить эффективность добычи высоковязкой нефти, предотвратить прорыв пара к горизонтальному участку добывающей скважины, либо полностью отключить отдельные нагнетательные линии, по которым произошел прорыв теплоносителя к горизонтальному участку добывающей скважины.
Закачку пара осуществляют от парогенератора в паронагнетательную и добывающую горизонтальные скважины. Как в процессе закачки, так и в процессе эксплуатации скважин проводят наблюдения за расходом пара с помощью технологической обвязки системы нагнетания пара, передачи информации параметров нагнетания на станцию управления скважиной, приема и обработки информации. Технологическая обвязка системы нагнетания пара включает счетчики пара, установленные на каждой нагнетательной линии. Показатели расхода пара со счетчиков пара передаются по линии связи через последовательное соединение с резистором сопротивления номиналом 120 Ом, контроллером расширения и информационным входом на станцию управления скважиной. В реальном режиме времени контролируют расход пара в каждой из трех нагнетательных линиях скважин. По результатам данных, при необходимости регулирования расхода подачи пара направляют управляющий сигнал для корректировки поддержания на заданном уровне необходимой подачи теплоносителя с парогенератора в соответствующую зону горизонтального участка скважин.
Устройство разработки залежи высоковязкой нефти тепловыми методами включает нагнетательные линии и технологическую обвязку нагнетания пара. Нагнетательные линии включают две нагнетательные линии в паронагнетательную и одну в добывающую скважины. Технологическая обвязка нагнетания пара содержит счетчик пара, установленный на каждой нагнетательной линии, таким образом три параллельно расположенных счетчика пара соединены последовательно через резистор сопротивления номиналом 120 Ом с контроллером расширения и информационным входом на станцию управления скважиной, с модулем передачи информации параметров нагнетания на станцию управления скважиной, с блоками приема и обработки информации.
Предлагаемый способ и устройство обеспечивает повышение эффективности добычи высоковязкой нефти за счет повышения надежности и качества автоматического регулирования процесса, обеспечения стабильной передачи информации со счетчиков пара, при обеспечении давления в скважине, не превышающего горного давления для исключения аварийных ситуаций в пласте, а также постепенного прогрева паронагнетательной и добывающей скважин и равномерного прогрева обсадной колонны и цементного камня во избежание их растрескивания. Расширены технологические возможности при работе с тремя и более нагнетательными линиями скважин при использовании одной станции управления скважиной.
Способ осуществляют в следующей последовательности.
Залежь разбуривают скважинами по редкой сетке. Уточняют геологическое строение залежи. Определяют проницаемость, пористость, приемистость пласта, вязкость высоковязкой нефти. Проводят гидродинамические исследования с определением пластового давления, температуры. Выбирают участок с нефтенасыщенными толщинами более 15 м. Строят паронагнетательную и добывающую скважины с горизонтальными участками. Скважины размещают друг над другом в одной вертикальной плоскости на расстоянии от 4,5,0-8,0 м, что предотвращает преждевременный прорыв конденсата к добывающей горизонтальной скважине. С целью повышения эффективности добычи высоковязкой нефти в паронагнетательную скважину спускают две колонны труб диаметром 60 мм и 89 мм с возможностью подачи пара в начало и конец горизонтального участка. Добывающая горизонтальная скважина расположена ниже паронагнетательной скважины, но выше подошвы пласта высоковязкой нефти и водонефтяного контакта на расстоянии, увеличивающем безводный период эксплуатации скважины. В добывающую скважину спускают как минимум одну колонну насосно-компрессорных труб диаметром 89 мм с возможностью подачи пара в горизонтальный участок на расстоянии 3/4 от начала горизонтального участка, обеспечивающим гидродинамическую связь между скважинами.
Регулирование расхода закачки пара позволяет повысить эффективность добычи высоковязкой нефти, предотвратить прорыв пара к горизонтальному участку добывающей скважины, либо полностью отключать отдельные нагнетательные линии, по которым произошел прорыв теплоносителя к горизонтальному участку добывающей скважины.
Закачку пара осуществляют от парогенератора в горизонтальные участки паронагнетательной и добывающей скважин с прогревом пласта, созданием паровой камеры и контролем скорости и степени прогрева пласта. Как в процессе закачки, так и в процессе эксплуатации скважин проводят наблюдения за расходом пара с помощью технологической обвязки системы нагнетания пара, передачи информации параметров нагнетания на станцию управления скважиной, приема и обработки информации. Технологическая обвязка системы нагнетания пара включает три параллельно расположенных счетчика пара (расходомер), установленные на каждой нагнетательной линии перед регулирующей задвижкой, три параллельно расположенных счетчика пара последовательно соединены с резистором сопротивления номиналом 120 Ом, контроллером расширения и информационным входом на станцию управления скважиной. В реальном режиме времени контролируют расход пара в каждой из трех нагнетательных линиях скважин. Со счетчиков пара на панель станции управления и далее на диспетчерский пункт нефтепромысла поступает информация о количестве закачиваемого в нагнетательные линии пара. В зависимости от приемистости пласта и давлении закачки на устье скважины технологический персонал принимает решение о выборе режима закачки пара.
По результатам данных, при необходимости регулирования расхода подачи пара направляют управляющий сигнал для корректировки поддержания на заданном уровне необходимой подачи пара с парогенератора в соответствующую зону горизонтального участка скважин.
Устройство работает следующим образом.
Устройство разработки залежи высоковязкой нефти тепловыми методами включает нагнетательные линии и технологическую обвязку нагнетания пара. Две нагнетательные линии расположены в горизонтальной паронагнетательной скважине с возможностью подачи пара в начало и конец горизонтального участка и одна нагнетательная линия - в добывающей скважине, расположенной ниже паронагнетательной скважины в одной вертикальной плоскости. Технологическая обвязка нагнетания пара содержит как минимум три параллельно расположенных счетчика пара (расходомера), установленных на линии подачи теплоносителя в две нагнетательные линии паронагнетательной скважины и как минимум в одну линию добывающей скважины. Подключение счетчиков пара к станции управления скважиной и коммутация электрических цепей станции выполнены сигнальным кабелем КВВГЭ 4*1. В качестве счетчиков пара применяют, например, «Endress +Hauser» марки Prowirl F 200, 7F2B50, DN50 2, в качестве системы управления скважиной применяют, например, систему управления скважиной Ижевского радиозавода марки ИРЗ-511-24-250.
В электрической схеме станции соединены параллельно один резистор на три счетчика резистором сопротивления номиналом 120 Ом, кроме этого производится оптимизация схемы подключения счетчиков к скважине, до этого счетчики подключались через искробезопасные барьеры, т.к. в скважины закачивается пар, в применении искробезопасного барьера нет необходимости, барьер нужен только на скважинах где добывается битум, а не закачивается пар, данное решение позволяет снизить сопротивление на участке цепи с 600 до 150 Ом, данное решение обеспечивает напряжение постоянного тока до 24 В в цепи линии связи. Резистор сопротивления последовательно соединен с контроллером расширения, соответствующим рабочему диапазону сопротивления и напряжения. По линии связи поступают значения расхода пара со скважин и передаются на станцию управления скважиной. Станция управления скважиной принимает и обрабатывает информацию, проводит анализ и формирует управляющий сигнал для регулирующего устройства в режиме реального времени отражает на контролирующем устройстве, панели управления станции управления скважиной. При необходимости срочного решения проблемы оператор пульта управления, с диспетчерского пункта, формирует управляющий сигнал и дистанционно отправляет информацию по каналу связи широкополосного беспроводного доступа, на станцию управления скважиной, для поддержания в заданном уровне необходимой подачи (расхода) теплоносителя с парогенератора в скважину.
Предлагаемые способ и устройство обеспечивают повышение эффективности добычи высоковязкой нефти за счет повышения надежности и качества автоматического регулирования процесса, обеспечения стабильной передачи информации со счетчиков пара, расширение технологических возможностей при работе с тремя и более нагнетательными линиями скважин при использовании одной станции управления скважиной.