RU2841435C1 - Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности добычи высоковязкой нефти за счет создания растянутой по горизонтальному стволу скважин паровой камеры и вовлечения в разработку ранее не охваченных зон пласта, равномерный прогрев пласта, увеличение межремонтного периода насосного оборудования за счет поддержания оптимальной температуры в начале горизонтальных скважин. Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, включает строительство в продуктивном пласте горизонтальных добывающей скважины и нагнетательной скважины, расположенной выше, 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 конце горизонтального ствола. Предварительно выполняют построение геологической модели залежи, горизонтальной ствол нагнетательной скважины размещают на одной абсолютной отметке по всей длине скважины, а горизонтальный ствол добывающей скважины размещают по восходящей траектории. Расстояние по вертикали между горизонтальными стволами добывающей и нагнетательной скважин в начале горизонтальных стволов составляло 7-9 м, а расстояние между горизонтальными стволами добывающей и нагнетательной скважин в конце горизонтальных стволов рассчитывают по формуле L_з=L_п⋅0,65, где L_з - расстояние между горизонтальными стволами добывающей и нагнетательной скважин в конце стволов, L_п - расстояние между горизонтальными стволами добывающей и нагнетательной скважин в начале стволов. Производят первоначальный прогрев нагнетательной и добывающей скважин закачкой пара в НКТ большего диаметра нагнетательной скважины и добывающую скважину в объеме 80 т/сут в течение двух месяцев. Далее останавливают скважины на термокапиллярную пропитку в течение 20 дней. После этого возобновляют закачку пара в НКТ большего диаметра нагнетательной скважины объемом 85-90 т/сут, а добывающую скважину переводят под отбор жидкости дебитом 80-120 т/сут. После достижения обводненности продукции выше 93 % производят смещение НКТ большего диаметра в среднюю часть ствола нагнетательной скважины и закачивают пар в НКТ большего диаметра и по НКТ меньшего диаметра нагнетательной скважины. 1 ил., 1 пр.

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти.

При применении существующей технологии разработки пары горизонтальных скважин SAGD основной прогрев происходит в пяточной зоне горизонтальной скважины (вследствие меньших потерь тепла) из-за чего происходит выход из строя электроцентробежного насоса, срыв подачи жидкости, прорыв пара из паровой камеры. При этом прогрев "носочной" части скважины происходит в меньшей степени и это ведет к неравномерной выработки пласта и не достижению коэффициента извлечения нефти (КИН).

Известен способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, (патент RU №2663528, МПК Е21В 43/24, опубл. 07.08.2018), включающий строительство 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, размещение в добывающей скважине оптоволоконного кабеля и НКТ с электроцентробежным насосом и датчиками температуры на входе в электродвигатель электроцентробежного насоса и в электроцентробежном насосе, регулируемую закачку пара в нагнетательную скважину через колонны НКТ различного диаметра, проведение в добывающей скважине термобарических измерений и посредством оптоволоконного кабеля выявление зоны горизонтального ствола добывающей скважины с различной температурой, определение в одной из выявленных зон интервала с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, в котором размещают электроцентробежный насос, при этом изменением подачи пара через нагнетательную скважину и работой электроцентробежного насоса устанавливают режим работы пары скважин, причем при температуре жидкости на входе, равной максимально допустимой по условиям работы электроцентробежного насоса, поддерживают постоянный режим его работы, при этом в горизонтальном стволе нагнетательной скважины проводят геофизические исследования по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола, после чего в нагнетательной скважине размещают две колонны НКТ, при этом конец колонны меньшего диаметра - в начале горизонтального ствола, а конец колонны большего диаметра - в зоне с нефтенасыщенностью более 60 %, посредством геофизических исследований в горизонтальном стволе добывающей скважины для установки насоса выявляют переходную зону с температурой между большим и меньшим прогревом, размещают электроцентробежный насос в данной переходной зоне, 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.

Недостатками известного способа являются снижение стабильности и/или выход из строя электропогружного насоса в случаях значительного выноса песка из породы, достижения предельной температуры работоспособности на приеме насоса, выход из строя оптоволоконного кабеля вследствие перегрева, а также неравномерность прогрева и создания паровой камеры вследствие наличия только двух точек нагнетания пара вдоль ствола нагнетательной скважины.

Наиболее близким является способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, (патент RU №2695478, МПК Е21В 43/24, опубл. 23.07.2019), включающий строительство с фильтровыми частями в соответствующих горизонтальных стволах добывающей скважины и нагнетательной скважины, расположенной ниже и параллельно добывающей скважины, 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, 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 являются высокая вероятность перегрева и выхода из строя насосного оборудования в связи с образованием зоны высокой температуры в пяточной части горизонтальных скважин, а также не достижение проектного коэффициента извлечения нефти (КИН) в связи с неравномерным прогревом ствола горизонтальной скважины.

Техническим результатом является повышение эффективности способа за счет создания более растянутой по горизонтальному стволу скважин паровой камеры, вовлечения в разработку ранее не охваченных зон пласта, а также равномерный прогрев пласта и увеличение межремонтного периода насосного оборудования за счет поддержания оптимальной температуры в начале горизонтальных скважин.

Технический результат достигается способом эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, включающим строительство в продуктивном пласте горизонтальных добывающей скважины и нагнетательной скважины, расположенной выше, 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 конце горизонтального ствола.

Новым является то, что предварительно выполняют построение геологической модели залежи, горизонтальный ствол нагнетательной скважины размещают на одной абсолютной отметке по всей длине скважины, а горизонтальный ствол добывающей скважины размещают по восходящей траектории, причем горизонтальные скважин размещают в продуктивном пласте с построением проектных траекторий горизонтальных скважин таким образом, чтобы расстояние по вертикали между горизонтальными стволами добывающей и нагнетательной скважин в начале горизонтальных стволов составляло 7-9 м, а расстояние между горизонтальными стволами добывающей и нагнетательной скважин в конце горизонтальных стволов рассчитывают по формуле:

 L_з= L_п·0,65,

где L_з - расстояние между горизонтальными стволами добывающей и нагнетательной скважин в конце стволов, м;

L_п - расстояние между горизонтальными стволами добывающей и нагнетательной скважин в начале стволов, м,

производят первоначальный прогрев нагнетательной и добывающей скважины закачкой пара в НКТ большего диаметра нагнетательной скважины и добывающую скважину в объеме 80 т/сут в течение двух месяцев, далее останавливают все скважины на термокапиллярную пропитку в течение 20 дней, после этого возобновляют закачку пара в НКТ большего диаметра нагнетательной скважины объемом 85-90 т/сут, а добывающую скважину переводят под отбор жидкости дебитом 80-120 т/сут, после достижения обводненности продукции выше 93 % производят смещение НКТ большего диаметра в среднюю часть ствола нагнетательной скважины и начинают закачивать пар по НКТ меньшего диаметра нагнетательной скважины.

На фиг. изображена схема реализации способа.

Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, включает строительство в продуктивном пласте 1 (см. фиг.) горизонтальной добывающей 2 скважины и нагнетательной 3 скважины, расположенной выше. Предварительно выполняют построение геологической модели залежи. Горизонтальной ствол 4 нагнетательной 3 скважины по всей его длине размещают на одной абсолютной отметке, а горизонтальный ствол 4 добывающей 2 скважины размещают по восходящей траектории к кровле (на фиг. не показано). Причем горизонтальные стволы 4 (см. фиг.) добывающей 2 и нагнетательной 3 скважин размещают в продуктивном пласте 1 с построением проектных траекторий горизонтальных скважин таким образом, чтобы расстояние по вертикали между горизонтальными стволами 4 добывающей 2 и нагнетательной 3 скважин в начале горизонтальных стволов составляло 7-9 м, причем это расстояние выбирают в зависимости от геологии и толщины продуктивного пласта, а расстояние между горизонтальными стволами 4 добывающей 2 и нагнетательной 3 скважин в конце рассчитывают по формуле:

 L_з= L_п·0,65,

где L_з – расстояние между горизонтальными стволами 4 добывающей 2 и нагнетательной 3 скважин в конце стволов, м;

L_п - расстояние между горизонтальными стволами 4 добывающей 2 и нагнетательной 3 скважин в начале стволов, м.

Данная зависимость получена на основе опыта разработки месторождений сверхвязкой нефти на территории РТ.

Проводят в горизонтальном стволе 4 нагнетательной 3 скважины геофизические исследования по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола 4. Размещают в нагнетательной скважине 3 две колонны насосно-компрессорных труб – НКТ (на фиг. не показано), при этом конец колонны НКТ меньшего диаметра размещают в начале горизонтального ствола 4 (см. фиг.), а конец колонны НКТ большего диаметра в конце горизонтального ствола 4 нагнетательной 3 скважины.

Производят первоначальный прогрев нагнетательной 3 и добывающей 2 скважин закачкой пара в НКТ большего диаметра нагнетательной 3 скважины и закачкой пара в добывающую 2 скважину в объеме 80 т/сут в обе скважины в течение двух месяцев. Далее останавливают закачку пара и проводят термокапиллярную пропитку в течение 20 дней. После этого возобновляют закачку пара в НКТ большего диаметра нагнетательной 3 скважины объемом 85-90 т/сут, а добывающую 2 скважину переводят под отбор жидкости дебитом 80-120 т/сут. После достижения обводненности продукции скважины выше 93 % (что соответствует выработке запасов в конце горизонтального ствола 4 добывающей 2 скважины, в «носочной» зоне) производят смещение НКТ большего диаметра в среднюю часть горизонтального ствола 4 нагнетательной 3 скважины и начинают закачивать пар по НКТ меньшего диаметра нагнетательной 3 скважины.

Предлагаемый способ повышает эффективность способа за счет создания более растянутой по горизонтальному стволу скважин паровой камеры, позволяет вовлечь в разработку ранее не охваченные зоны пласта, а также обеспечивает равномерный прогрев пласта. Способ позволяет увеличить межремонтный период скважин (для ремонта насосов) за счет поддержания оптимальной температуры в начале горизонтального ствола добывающей скважины, позволяет увеличить коэффициент извлечения нефти за счет оптимального распространения паровой камеры и исключить прорыв паровой камеры в добывающую скважину в пяточной зоне.    

Пример практического применения

На Михайловской залежи 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, выполнили работы по построению геологической модели залежи. Разместили 3 пары горизонтальных скважин, определили расстояния между добывающими и нагнетательными горизонтальными скважинами. Длина первого горизонтального ствола нагнетательной скважины 620 м, второго - 640 м, третьего - 650 м.

В первой паре скважин, расположенной в купольной части залежи, расстояние по вертикали между добывающей и нагнетательной скважинами в начале горизонтальных стволов составило 9 м, абсолютная отметка горизонтального ствола скважины в начале (в "пяточной" части) добывающей скважины составила – 43 м, в нагнетательной скважине – 52 м (на 9 м выше). Горизонтальный ствол нагнетательной скважины по всей длине расположили на абсолютной отметке 52 м. По формуле L_з= L_п·0,65 определили, что расстояние между горизонтальными стволами добывающей и нагнетательной скважин в конце стволов составляет 5,9 м (5,9=9·0,65), далее определили, что абсолютная отметка в конце горизонтального ствола добывающей скважины составила – 46,1 м (52-5,9=46,1).

Во второй паре скважин, расположенных слева от центральной пары скважин, расстояние по вертикали между добывающей и нагнетательной скважинами в начале горизонтального ствола составило 7 м, абсолютная отметка горизонтального ствола добывающей скважины в начале составила – 43 м, в нагнетательной скважине – 50 м (на 7 м выше). Горизонтальный ствол нагнетательной скважины по всей длине расположили на абсолютной отметке 50 м. По формуле L_з= L_п·0,65 определили расстояние между горизонтальными стволами добывающей и нагнетательной скважин в конце стволов, которое составляет 4,6 м (4,6=7·0,65). Затем определили, что абсолютная отметка в конце ствола добывающей скважины составила – 45,4 м (50-4,6=45,4).

В третьей паре скважин, расположенных справа от центральной пары скважин, расстояние по вертикали между добывающей и нагнетательной скважинами в начале горизонтальных стволов составило 7,5 м, абсолютная отметка горизонтального ствола добывающей скважины в начале составила – 43 м, в нагнетательной скважине – 50,5 м (на 7,5 м выше). Горизонтальный ствол нагнетательной скважины по всей длине расположили на абсолютной отметке 50,5 м. По формуле L_з= L_п·0,65 определили расстояние между горизонтальными стволами добывающей и нагнетательной скважин в конце стволов, которое составляет 4,9 м (4,9=7,5·0,65), затем определили, что абсолютная отметка в конце горизонтального ствола добывающей скважины составила – 45,6 м (50,5-4,9=45,6).

Во всех нагнетательных скважинах разместили две колонны насосно-компрессорных труб - НКТ, при этом конец колонны НКТ меньшего диаметра разместили в начале горизонтальных стволов, а конец колонны НКТ большего диаметра в конце горизонтальных стволов (на расстоянии 100 м от забоя). 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 и добывающие скважины расходом в обе скважины по 80 т/сут в течение 2 месяцев. Далее остановили закачку на термокапиллярную пропитку на протяжении 20 дней. После 20 дней запустили добывающие скважины на отбор продукции за счет парогравитационного дренажа на первой паре скважин дебитом 120 т/сут по жидкости, в верхнюю нагнетательную скважину продолжили постоянную закачку пара расходом 90 т/сут, во второй паре скважин отбор дебитом 80 т/сут по жидкости, в верхнюю нагнетательную скважину продолжили постоянную закачку пара расходом 85 т/сут, в третьей паре скважин отбор дебитом 95 т/сут по жидкости, в верхнюю нагнетательную скважину продолжили постоянную закачку пара расходом 88 т/сут.

При этом разработку вели с регулированием текущего размера паровой камеры путем изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательную скважину и отбора жидкости из добывающей скважины с контролем температуры добываемой жидкости. Через 36 месяцев произошло увеличение обводненности продукции до 96 % во второй паре скважин, расположенной слева от центральной пары скважин, через 41 месяц произошло увеличение обводненности продукции до 98 % в третьей паре скважин, расположенной справа от центральной пары скважин, через 49 месяц произошло увеличение обводненности продукции до 93 % в первой паре скважин, расположенной в центральной паре. В результате приняли решение о смещении НКТ большего диаметра в среднюю часть нагнетательной скважины с возобновлением закачки пара в НКТ большего диаметра и начали вести закачку в НКТ меньшего диаметра. В первой паре скважин сместили на 250 м от конца скважины, во второй - на 270 м от конца скважины, в третьей паре – на 295 м от конца скважины. Произвели геофизические исследования в горизонтальном стволе добывающей скважины, выявили переходную зону с температурой между большим и меньшим прогревом и разместили в этой зоне электроцентробежный насос.

Данный способ позволил увеличить межремонтный период ЭЦН за счет поддержания оптимальной температуры в "пяточной" зоне добывающей скважины на 3 года, увеличить коэффициент извлечения нефти на 5 % за счет оптимального распространения паровой камеры и исключить прорыв паровой камеры в добывающую скважину в пяточной зоне.

Claims (5)

1. Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, включающий строительство в продуктивном пласте горизонтальных добывающей скважины и нагнетательной скважины, расположенной выше, 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 конце горизонтального ствола, отличающийся тем, что предварительно выполняют построение геологической модели залежи, горизонтальной ствол нагнетательной скважины размещают на одной абсолютной отметке по всей длине скважины, а горизонтальный ствол добывающей скважины размещают по восходящей траектории, причем горизонтальные скважины размещают в продуктивном пласте с построением проектных траекторий горизонтальных скважин таким образом, чтобы расстояние по вертикали между горизонтальными стволами добывающей и нагнетательной скважин в начале горизонтальных стволов составляло 7-9 м, а расстояние между горизонтальными стволами добывающей и нагнетательной скважин в конце горизонтальных стволов рассчитывают по формуле:
2. L_з=L_п⋅0,65,
3. где L_з - расстояние между горизонтальными стволами добывающей и нагнетательной скважин в конце стволов, м;
4. L_п - расстояние между горизонтальными стволами добывающей и нагнетательной скважин в начале стволов, м,
5. производят первоначальный прогрев нагнетательной и добывающей скважины закачкой пара в НКТ большего диаметра нагнетательной скважины и добывающую скважину в объеме 80 т/сут в течение двух месяцев, далее останавливают все скважины на термокапиллярную пропитку в течение 20 дней, после этого возобновляют закачку пара в НКТ большего диаметра нагнетательной скважины объемом 85-90 т/сут, а добывающую скважину переводят под отбор жидкости дебитом 80-120 т/сут, после достижения обводненности продукции выше 93 % производят смещение НКТ большего диаметра в среднюю часть ствола нагнетательной скважины и начинают закачивать пар по НКТ меньшего диаметра нагнетательной скважины.