Способ разработки залежи высоковязкой нефти пароциклическим методом

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений. Технический результат - повышение эффективности разработки залежи, снижение периода термокапиллярной пропитки и общей продолжительности обработки, расширение и повышение надежности арсенала технологических средств. Способ разработки залежи высоковязкой нефти пароциклическим методом включает бурение оценочных скважин для оконтуривания нефтенасыщенной залежи и оценки потенциала промышленной разработки залежи, опробование залежи, исследование проб нефти, определение вязкости нефти в пластовых условиях, строительство горизонтальной скважины, закачку теплоносителя для прогрева пласта и последующий отбор продукции из скважины. После строительства горизонтальной скважины спускают колонну насосно-компрессорных труб - НКТ с размещением конца НКТ в интервале наибольшей нефтенасыщенности горизонтального ствола. После завершения закачки теплоносителя осуществляют выдержку на термокапиллярную пропитку, проводят геофизические исследования скважины методами термометрирования и манометрирования. По полученным параметрам в результате геофизических исследований определяют точку отбора высоковязкой нефти и последующую закачку теплоносителя. Далее производят подъем оборудования под закачку теплоносителя и спускают компоновку для добычи сверхвязкой нефти и закачки теплоносителя, включающую снизу-вверх: хвостовик, противоотворотный якорь, винтовой насос, расширительный патрубок, мандрель, патрубок, хомут, колонну НКТ, при этом параллельно патрубку между мандрелью и хомутом устанавливают датчики температуры и давления - ТМС, далее подключают ТМС к высокотемпературному кабелю и к наземному блоку на станции управления. Осуществляют отбор высоковязкой нефти, с помощью датчиков ТМС отслеживают изменение давления и температуры пластовой жидкости, окружающей среды, а также на выкиде насоса. При давлении на приеме насоса менее 2 атм и/или температуре жидкости менее 40 °С горизонтальную добывающую скважину переводят под закачку. Осуществляют закачку запланированного объема теплоносителя до предельно допустимого давления, не превышающего давление гидроразрыва пласта. После проводят анализ изменения температуры пласта по датчикам ТМС и анализ текущего давления на приеме насоса. При давлении на приеме насоса менее 2 атм и температуре жидкости менее 60 °С закачку теплоносителя возобновляют. При давлении на приеме насоса более 2 атм и температуре жидкости 60-110 °С скважину переводят под добычу. При давлении на приеме насоса более 2 атм и температуре жидкости свыше 110 °С скважину останавливают на термокапиллярную пропитку до снижения температуры на приеме насоса до 110 °С и менее, после чего горизонтальную скважину переводят под добычу. Циклы закачки и добычи повторяют, после каждого цикла проводят анализ изменения температуры пласта и текущего давления на приеме насоса, перевод скважины под закачку или добычу осуществляют приспуском или приподъемом компоновки без подъема и смены компоновки оборудования. 3 пр.

 

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений и может быть использовано для добычи высоковязкой нефти при пароциклическом воздействии на пласт.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти путем закачки в пласт через добывающую скважину теплоносителя, остановку скважины на пропитку и последующий отбор через нее нефти (Антониади Д.Г. Пароциклические обработки призабойных зон в нефтяных скважинах. - Краснодар. Совет. Кубань, 2005, стр.30-31).

Недостатками способа являются значительная энергоемкость, невысокая эффективность использования тепла, большая продолжительность периода пропитки и общей продолжительности обработки, а также высокие температуры добываемой жидкости, которые могут привести к выводу из строя установленных в скважине насосов.

Также известен способ разработки залежи высоковязкой нефти пароциклическим воздействием (патент RU № 2624858, МПК Е21В 43/24, 7/04, 47/06, опубл. 07.07.2017, бюл. № 19), включающий бурение скважины, спуск колонны труб с насосом в добывающую горизонтальную скважину, пароциклическую обработку пласта с высоковязкой нефтью закачкой теплоносителя, выдержку скважины для пропитки, затем запуск добывающей скважины в эксплуатацию, при этом бурят добывающую горизонтальную скважину в нижней четверти толщи нефтенасыщенного пласта, определяют давление гидроразрыва пласта - ГРП в карбонатных породах проведением тест-закачки, а в терригенных породах - проведением минигидравлического разрыва пласта - мини-ГРП, затем на устье скважины колонну труб оснащают снизу вверх: перфорированным хвостовиком, насосом, перепускным клапаном, перепускающим из колонны труб в межтрубное пространство, надувным пакером, после чего спускают колонну труб в скважину так, чтобы надувной пакер размещался напротив кровли пласта с высоковязкой нефтью, производят посадку надувного пакера в скважине, затем на устье нагнетательную линию для закачки теплоносителя обвязывают со смесителем, парогенератором и насосным агрегатом, причем в качестве теплоносителя используют двухкомпонентную смесь, состоящую из пара с температурой 200-220°С с добавлением легкого углеводорода из расчета 1 л легкого углеводорода на 5 кг пара, осуществляют пароциклическое воздействие двухкомпонетной смесью, приготовленной на устье скважины, на пласт с высоковязкой нефтью в течение 15 сут при открытом перепускном клапане, затем осуществляют технологическую выдержку в течение 7 сут на пропитку при закрытом перепускном клапане, далее производят отбор разогретой нефти до снижения дебита до рентабельно обоснованной величины для данной скважины, после чего циклы повторяют.

Недостатком является то, что в системе отсутствуют средства контроля за параметрами закачки теплоносителя и отбора жидкости. Закачка осуществляется без учета индивидуальных характеристик пласта и скважины, что не гарантирует эффективность мероприятий. Зафиксированная технологическая выдержка не гарантирует снижение температуры на приеме насоса ниже предельно допустимой температуры (термостойкости) и не позволяет определить создание оптимальных термобарических условий для его бесперебойной работы. Кроме этого, проведение закачки по датчику давления на устье не дает максимально эффективно производить процесс закачки (не учитываются потери на трение). Также в осложненных скважинах и в скважинах с высокой температурой увеличиваются риски выхода из строя насосной установки.

Также известен способ теплового вытеснения нефти из горизонтальной скважины (патент RU № 2626500, Е21В 43/24, 7/04, опубл. 28.07.2017, бюл. № 22), включающий строительство горизонтальной скважины с вскрытием продуктивного пласта, спуск насосно-компрессорных труб - НКТ, подачу теплоносителя по НКТ и отбор продукции скважины. До начала строительства скважины проводят исследования месторождения для выделения участков с наличием газовых шапок. Бурят оценочную скважину над горизонтальной скважиной с вскрытием газовой шапки. Горизонтальную скважину располагают под газовой шапкой. При строительстве в скважинах располагают устройства контроля давления и температуры. В качестве рабочего агента для оценочной скважины применяют инертный газ, который нагнетают в газовую шапку, соблюдая условие, что давление в газовой шапке должно быть больше на 5-20% давления нагнетания рабочего агента в горизонтальную скважину. В качестве рабочего агента для горизонтальной скважины применяют водяной пар, который нагнетают циклически, сочетая с ожиданием термокапиллярной пропитки и последующим отбором продукции по НКТ.

Недостатком этого способа является прорыв закачиваемого инертного газа к забою добывающей скважины, приводящий к снижению показателей добычи. Наличие газонасыщенного интервала над горизонтальной скважиной будет снижать эффективность распространения паровой камеры и прогрев продуктивного пласта за счет утечки пара в газовую шапку.

Также известен способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума методом пароциклического воздействия на пласт (патент RU № 2560036, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.08.2015, бюл. № 23), включающий последовательную закачку теплоносителя - пара для прогрева пласта, охлаждающей жидкости и последующий отбор из скважины продукции, при этом в качестве охлаждающей жидкости применяют 3-10%-ный водный раствор карбамида, а теплоноситель закачивают до температуры в прискважинной зоне пласта не ниже температуры разложения карбамида, причем охлаждающую жидкость закачивают в массе от 1/12 до 1/6 массы теплоносителя с температурой, не более чем на 120°C меньше температуры теплоносителя.

Недостатком этого способа являются низкая продолжительность эффекта вследствие необходимости закачки охлаждающей жидкости, что снижает эффективность начальной закачки пара и приводит к быстрому снижению призабойной температуры после начала отбора жидкости.

Наиболее близким является способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума методом циклического воздействия на пласт (патент RU № 2733636, МПК Е21В 43/24, 43/22, 49/08, 7/04, опубл. 05.10.2020, бюл. № 28), включающий бурение горизонтальной скважины, закачку теплоносителя для прогрева пласта и последующий отбор продукции из скважины, при этом до бурения горизонтальной скважины бурят оценочные скважины для оконтуривания нефтенасыщенной залежи и оценки потенциала промышленной разработки залежи, производят опробование залежи и при получении притока нефти проводят исследования проб нефти, проводят ее физико-химический анализ, определяют вязкость нефти в пластовых условиях, перед закачкой теплоносителя закачивают растворитель, представляющий собой смесь углеводородов предельного алифатического и ароматического рядов, в объеме, который определяют по формуле:

где V - объем закачиваемого растворителя, м³;

K=1,2-2,4, безразмерный коэффициент, выбираемый в зависимости от вязкости нефти в пластовых условиях

– математическая константа, равная 3,14;

d - диаметр горизонтальной фильтровой части скважины, м;

L - длина горизонтальной фильтровой части скважины, м,

продавливают растворитель и оставляют скважину на технологическую выдержку для реагирования всего объема растворителя на не менее 4 суток, после технологической выдержки осуществляют закачку теплоносителя в течение 70-180 суток, а в качестве теплоносителя закачивают парогазовую смесь.

Недостатки способа:

- во-первых, для перевода в цикл закачки потребуется поставить бригаду подземного ремонта скважин с целью смены оборудования закачки на добычу (насосную установки), что увеличивает продолжительность осуществления способа;

- во-вторых, при осуществлении способа отсутствуют средства контроля за параметрами закачки теплоносителя и отбора жидкости, закачка осуществляется без учета индивидуальных характеристик пласта и скважины, что ведет к нерациональному использованию тепла, также увеличивает общую продолжительность способа (в т.ч. и выдержку на реагирование) и не гарантирует эффективность мероприятий.

Техническими задачами являются повышение эффективности разработки залежи высоковязкой нефти за счет рационального использования тепла, снижения периода пропитки и общей продолжительности обработки, расширение и повышение надежности арсенала технологических средств добычи нефти за счет контроля за добычей нефти и закачкой пара на пароциклических скважинах.

Технические задачи решаются способом разработки залежи высоковязкой нефти пароциклическим методом, включающим бурение оценочных скважин для оконтуривания нефтенасыщенной залежи и оценки потенциала промышленной разработки залежи, опробование залежи, исследование проб нефти, определение вязкости нефти в пластовых условиях, строительство горизонтальной скважины, закачку теплоносителя для прогрева пласта и последующий отбор продукции из скважины.

Новым является то, что после строительства горизонтальной скважины спускают колонну насосно-компрессорных труб - НКТ с размещением конца НКТ в интервале наибольшей нефтенасыщенности горизонтального ствола, после завершения закачки теплоносителя осуществляют выдержку на термокапиллярную пропитку, проводят геофизические исследования скважины методами термометрирования и манометрирования, по полученным параметрам в результате геофизических исследований определяют точку отбора высоковязкой нефти и последующую закачку теплоносителя, далее производят подъем оборудования под закачку теплоносителя и спускают компоновку для добычи сверхвязкой нефти и закачки теплоносителя, включающую снизу-вверх: хвостовик, противоотворотный якорь, винтовой насос, расширительный патрубок, мандрель, патрубок, хомут, колонну НКТ, при этом параллельно патрубку между мандрелью и хомутом устанавливают датчики температуры и давления - ТМС, далее подключают ТМС к высокотемпературному кабелю и к наземному блоку на станции управления, осуществляют отбор высоковязкой нефти, с помощью датчиков ТМС отслеживают изменение давления и температуры пластовой жидкости, окружающей среды, а также на выкиде насоса, при давлении на приеме насоса менее 2 атм и/или температуре жидкости менее 40 ºС горизонтальную добывающую скважину переводят под закачку, осуществляют закачку запланированного объема теплоносителя до предельно допустимого давления, не превышающего давление гидроразрыва пласта, после закачки запланированного объема теплоносителя закачку прекращают, проводят анализ изменения температуры пласта по датчикам ТМС и анализ текущего давления на приеме насоса: при давлении на приеме насоса менее 2 атм и температуре жидкости менее 60ºС закачку теплоносителя возобновляют, при давлении на приеме насоса более 2 атм и температуре жидкости 60-110ºС скважину переводят под добычу, при давлении на приеме насоса более 2 атм и температуре жидкости свыше 110°С скважину останавливают на термокапиллярную пропитку до снижения температуры на приеме насоса до 110 ºС и менее, после чего горизонтальную скважину переводят под добычу, циклы закачки и добычи повторяют, после каждого цикла проводят анализ изменения температуры пласта и текущего давления на приеме насоса, перевод скважины под закачку или добычу осуществляют приспуском или приподъемом компоновки без подъема и смены компоновки оборудования.

Одной из характерных особенностей при парогравитационном методе разработки залежей сверхвязкой нефти является наличие пароциклического фонда скважин. Горизонтальная скважина служит как для нагнетания пара в пласт, так и для добычи нагретой нефти. Метод проходит циклами. По мере необходимости производится периодический прогрев продуктивного пласта с последующим извлечением нефтенасыщенной жидкости. Эксплуатация подобных скважин традиционным способом, как правило, установкой электроцентробежного насоса - УЭЦН, требует периодического проведения подземного ремонта по замене электропогружных установок на оборудование по закачке пара, и наоборот, поскольку применяемое погружное электрооборудование не рассчитано на воздействие температурой свыше 200 ºС. Данная необходимость ведет к дополнительным эксплуатационным затратам.

Способ разработки залежи высоковязкой нефти пароциклическим методом осуществляют следующим образом.

До бурения в продуктивном пласте горизонтальной скважины бурят оценочные скважины для оконтуривания нефтенасыщенной залежи и оценки потенциала промышленной разработки залежи. Далее через них производят опробование залежи и при получении притока нефти проводят исследования проб нефти. Проводят ее физико-химический анализ, определяют вязкость нефти в пластовых условиях, нефтенасыщенность, глубину кровли нефтенасыщенного пласта, допустимое давление закачки. Далее в пределах продуктивного пласта осуществляют строительство горизонтальной скважины, на которой предполагается циклическая эксплуатация - закачка теплоносителя и отбор жидкости. После строительства горизонтальной скважины ее переводят под первичную закачку теплоносителя - пара для прогрева пласта, для этого спускают колонну насосно-компрессорных труб - НКТ с размещением конца НКТ в интервале наибольшей нефтенасыщенности горизонтального ствола. Осуществляют закачку теплоносителя - пара для прогрева пласта. После завершения закачки пара осуществляют выдержку на термокапиллярную пропитку от 14 до 20 сут. Проводят геофизические исследования скважины методами термометрирования и манометрирования для определения уровня жидкости, распределения температуры и давления по стволу скважины. По полученным параметрам в результате геофизических исследований определяют точку отбора высоковязкой нефти и последующую закачку пара.

Далее производят подъем оборудования под закачку пара и спускают компоновку для добычи сверхвязкой нефти и закачки пара, включающую снизу-вверх: хвостовик, противоотворотный якорь, винтовой насос, расширительный патрубок, мандрель, патрубок, хомут, колонну НКТ. Начало хвостовика снабжают обтекаемой насадкой с наружным диаметром большим, чем наружный диаметр хвостовика, и фильтрующим элементом, одна сторона которой заглушена (сторона обтекаемой насадкой), а другой конец снабжен рядом отверстий. Первый ряд отверстий расположен на расстоянии 0,5 – 15 м (определено эмпирическим путем) от противоотворотного якоря винтового насоса (установки штангового винтового насоса – УШВН) для исключения захвата газа и пара насосом. Выше первого ряда технологических отверстий с целью минимизации попаданий механических примесей на прием насоса, монтируется фильтр типа «труба в трубе» для фильтрации потока жидкости, поступающих по хвостовику и технологическим отверстиям. Противоотворотный якорь (например, якорь 9’ марки 3NU НКТ 89 40Х/40ХН производства ООО «Спецтехника-Альметьевск») предназначен для фиксации винтового насоса (например, применяют винтовые насосы марки СТ-А НВШ-110-500К 114 производства ООО «Спецтехника-Альметьевск») предотвращения его проворота в обсадной колонне скважины. При запуске установки ротор насоса вращается по часовой стрелке, вследствие трения на статор действует крутящий момент в том же направлении, т.е. направлении отворота НКТ, что в свою очередь создаёт риск отворота НКТ.

Во избежание изгиба статора винтового насоса, в искривлённых участках скважины можно предусмотреть две НКТ суммарной длиной не менее 20 м между винтовым насосом и противоотворотным якорем. Выше двух НКТ монтируется статор насоса с расширительным патрубком (например, труба большего диаметра по сравнению с НКТ; диаметр НКТ 89 мм, диаметр расширительного патрубка 102 мм или 108 мм) для облегчения подгонки ротора. Выше допускается установка труб НКТ. От количества труб будет зависеть местонахождение самих датчиков ТМС. Далее производится монтаж мандрели, патрубка, хомута.

При этом параллельно патрубку между мандрелью и хомутом устанавливают датчики температуры и давления - ТМС (внутри колонны труб и в затрубном пространстве) для замера температуры пластовой жидкости, давления пластовой жидкости, давления и температуры на выходе насоса. Колонну НКТ выбирают длиной, достаточной достижения проектной глубины.

Далее подключают ТМС (один конец) к высокотемпературному кабелю (например, геофизическому или кабелю питания установки электропогружного насоса - УЭПН) и к наземному блоку на станции управления (другой конец). Установка ТМС параллельно колонне НКТ не создает сопротивление в колонне труб и не уменьшает его диаметр, что позволяет спустить колонну штанг.

Ротор соединяется с колонной штанг, спущенной в ствол скважины для добычи нефти, для вращения штанг применяют наземный привод. Для облегчения вращения и снижения трения устанавливаются центраторы. Из-за применения пара используются высокотемпературные центраторы. Центраторы на штангах могут быть изготовлены любой известной конструкции. Авторы на конструкцию центраторов и их размещение не претендуют. Центратор может быть установлен в любом месте штанг (в том числе и между двумя штангами).

Осуществляют отбор высоковязкой нефти. Ежесуточно определяют дебит, 1 раз в неделю определяют динамический уровень жидкости в самой скважине, затрубное давление. При отборе высоковязкой нефти с помощью датчиков ТМС отслеживают изменение давления и температуры пластовой жидкости, окружающей среды, а также на выкиде насоса. Для оптимального использования закачанного тепла необходимо установить максимально возможный отбор жидкости с учетом оптимальных термобарических условий на приеме насоса. Эксплуатация погружных скважинных насосов (например, винтовых или центробежных) при парогравитационном методе воздействия требует контроля за давлением и температурой на приёме насоса и создания оптимальных термобарических условий для его бесперебойной работы. Минимально допустимое давление на приеме насоса рассчитывается в зависимости от температуры на приеме насоса. На практике это значение (SubCool) составляет от 5 °С до 25 °С. Основным критерием предела снижения динамического уровня является критическая точка выхода давления на приёме насоса из его рабочей зоны, когда возникают условия парообразования. Поэтому по предлагаемому способу для определения критически допустимого динамического уровня используются давление и температура на приеме насоса с помощью ТМС.

При давлении на приеме насоса менее 2 атм и/или температуры жидкости менее 40 ºС горизонтальную добывающую скважину переводят под закачку. Осуществляют закачку запланированного объема пара. Закачку пара осуществляют до предельно допустимого давления, не превышающего давление гидроразрыва пласта. Давление на устье скважины не позволяет учитывать потери на трение и местные сопротивления, что приводит к занижению давления и объема закачки, что приводит к увеличению продолжительности закачки пара. Зная давление закачки перед насосом и давление окружающей среды благодаря датчикам ТМС подбирается давление закачки на устье скважины с помощью запорно-регулирующей арматуры (максимальное значение закачки) и обеспечивается максимальный объем закачки (чем больше давление, тем больше объем закачки). После закачки запланированного объема теплоносителя закачку прекращают. Проводят анализ изменения температуры пласта по датчикам ТМС и анализ текущего давления на приеме насоса (в течение суток). По датчику температуры окружающей среды производят контроль степени прогрева пласта.

При давлении на приеме насоса менее 2 атм и температуре жидкости менее 60 ºС закачку теплоносителя возобновляют. При давлении на приеме насоса более 2 атм и температуре жидкости 60-110 ºС скважину переводят под добычу. При давлении на приеме насоса более 2 атм и температуре жидкости свыше 110 ºС скважину останавливают на термокапиллярную пропитку (например, от 5 до 20 сут до выполнения оптимальных термобарических условий) до снижения температуры на приеме насоса до 110 ºС и менее, после чего горизонтальную скважину переводят под добычу. Циклы закачки и добычи повторяют. После каждого цикла по датчикам ТМС проводят анализ изменения температуры пласта и анализ текущего давления на приеме насоса. Перевод скважины под закачку или добычу осуществляют приспуском или приподъемом компоновки без подъема и смены компоновки оборудования, а именно при демонтаже наземного привода любым грузоподъемным механизмом (например, автокраном, гидроманипулятором с соответствующей грузоподъемностью) и извлечением ротора из статора насоса.

Таким образом, за счет отслеживания изменений температуры и давления по датчикам ТМС сокращается продолжительность термокапиллярной пропитки до 5-20 сут, а также исключаются риски запуска скважины с высокой температурой на забое скважины или запуска скважины с низкой температурой, когда запланированный объем теплоносителя недостаточен для прогрева продуктивного горизонта, что повышает эффективность разработки залежи высоковязкой нефти. Применение компоновки глубинно-насосного оборудования - ГНО, через которое возможно осуществить как добычу жидкости, так и закачку пара, позволяет сократить продолжительность перевода скважины в добычу жидкости и в закачку пара. Применение данного способа в конечном этапе позволяет увеличить эффективность способа разработки месторождения.

Примеры практического применения.

На залежи высоковязкой нефти пробурили оценочные скважины, произвели опробование залежи, исследовали пробы нефти, определили следующие параметры: нефтенасыщенность – 13,4 м, вязкость нефти – 27350 мПа*с (при 8°С начальной пластовой температуры), средняя глубина кровли нефтенасыщенного пласта по вертикали на 81,2 м, допустимое давление закачки на устье – 18 атм.

Осуществили строительство одной горизонтальной скважины глубиной до 680 м, с интервалом перфорации по горизонтали от 240,3 до 680 м. После завершения бурения пароциклической скважины (CSS), скважину перевели под первичную закачку пара для прогрева пласта спуском в скважину одной колонны НКТ диаметром 89 мм с размещением конца НКТ в интервале наибольшей нефтенасыщенности горизонтального ствола.

Осуществили закачку запланированного объема пара в количестве 8987 м³ (при плане 9000 м³) в течение 143 сут. После закачки пара выдержали термокапиллярную пропитку в течение 18 дней (в других примерах практического применения выдержка на термокапиллярную пропитку составила 14 сут, 20 сут).

После завершения цикла закачки пара провели геофизические исследования скважины методами термометрирования и манометрирования. Исследование выполнено по 89 мм НКТ на колтюбинге. Стоянка прибора на спуске на гл.10 м (восстановление температурного режима - 10 мин). Уровень жидкости отбивается на глубине 54 м. На спуске: температура на 148 м (кровля продуктивного пласта по горизонтали) – 71,9 ^оС, давление – 3,1 атм. Температура на глубине 235 м (щелевой фильтр) – 48,4 ^оС, давление – 3,9 атм. Температура на глубине 238 м – 48,6 ^оС, давление – 3,9 атм. Температура на глубине 674,9 м – 28,8 ^оС, давление – 3,8 атм. Максимальная температура на глубине 380,7 м – 76,6 ^оС. Прибор прошёл до глубины 674,9 м.

По полученным параметрам в результате геофизических исследований определили точки отбора высоковязкой нефти и последующей закачки теплоносителя.

Далее произвели подъем компоновки под закачку пара, спустили в скважину компоновку УШВН с ТМС. Подключили ТМС к высокотемпературному кабелю и к наземному блоку на станции управления.

Начали цикл отбора нефти. Ежесуточно определяли дебит, 1 раз в неделю определяли динамический уровень жидкости в самой скважине, с помощью датчиков ТМС отслеживали изменение давления и температуры пластовой жидкости, окружающей среды, а также на выкиде насоса, затрубное давление.

Пример 1. Отобрали 699 т сверхвязкой нефти и 16658 т жидкости в течение 136 сут. В первом цикле наблюдалась высокая обводненность. Давление на приеме насоса снизилось до 1,9 атм, температура по стволу скважины упала до 38 ºС. Приняли решение о прекращении добычи и переводе скважины под закачку.

Закачали необходимое количество (запланированный объем) пара 8765 т с температурой 238 °С до предельно допустимого давления, не превышающего давление гидроразрыва пласта (не более 18 атм). После закачки запланированного объема пара остановили закачку. По датчику температуры окружающей среды производили контроль степени прогрева пласта. Провели анализ изменения температуры пласта по ТМС и текущее давление на приеме насоса в течение суток. Давление на приеме насоса стало менее 2 атм (1,6 атм), температура жидкости менее 60 ºС (55 ºС). Приняли решение о возобновлении закачки пара. Закачали 10000 т пара.

Далее анализ изменения температуры и давления показал, что давление на приеме составило 3 атм, а температура прогрева пласта – 145,6 ºС. Скважину остановили на термокапиллярную пропитку на 9 сут (на практике термокапиллярная пропитка составляла 5, 20 сут), за это время температура на приеме насоса упала до 108 ºС. Осуществили перевод скважины под добычу жидкости без смены глубинно-насосного оборудования. Отобрали 3897 т сверхвязкой нефти. После каждого цикла проводили анализ изменения температуры пласта и текущего давления на приеме насоса.

Наличие и контроль параметров по ТМС позволил сократить продолжительность термокапиллярной пропитки, а также исключить риски запуска скважины с высокой температурой на забое скважины или запуска скважины с низкой температурой. Перевод осуществили с посадкой и подгонкой ротора в статор насоса с монтажом полированного штока и монтажом наземного привода автокраном, (в других случаях - гидроманипулятором с соответствующей грузоподъемностью). Запуск скважины в работу осуществили с минимальной частотой (при 12-20 Гц). Изменение частоты производили шагом не более 2 Гц на 5 мин до появления подачи насосной установки. Скважину перевели в освоение. Через неделю, после притирания ротора к статору насоса произвели настройки и вывод на максимальный отбор с учетом допустимых значений давления и температуры на приеме насоса по ТМС.

Пример 2. Отобрали 470 т сверхвязкой нефти и 7990 т жидкости в течение 94 сут. Давление на приеме насоса снизилось до 1,7 атм, температура по стволу скважины упала до 70 ºС. Приняли решение о прекращении добычи и переводе скважины под закачку.

Закачали необходимое количество (запланированный объем) пара 9005 т до предельно допустимого давления (не более 18 атм). Провели анализ изменения температуры пласта по ТМС и текущее давление на приеме насоса в течение суток. Давление на приеме насоса стало 2,5 атм, температура жидкости - 108 ºС (на практике также наблюдали температуру, равную 60 и 110 ºС). Скважину перевели под добычу жидкости. Отобрали 858 т сверхвязкой нефти и 12155 т жидкости за 143 сут. Далее перевели скважину под закачку пара. После каждого цикла проводили анализ изменения температуры пласта и текущего давления на приеме насоса.

Пример 3.

Отобрали 918,4 т сверхвязкой нефти и 13940 т жидкости в течение 164 сут. Давление на приеме насоса снизилось до 2,1 атм, температура по стволу скважины упала до 35 ºС. Приняли решение о прекращении добычи и переводе скважины под закачку.

Закачали необходимое количество (запланированный объем) пара 12164 т до предельно допустимого давления (не более 20 атм). Давление на приеме насоса стало 3,8 атм, температура жидкости - 125 ºС (на практике также наблюдали температуру, равную 111 ºС). Скважину остановили на термокапиллярную пропитку. По ТМС контролировали снижение температуры на приеме насоса до 110 ^оС и менее. Достижение получено через 8 сут (температура снизилась до 110 ^оС). Скважину перевели под добычу жидкости. Отобрали 1078 т. сверхвязкой нефти и 13090 т жидкости за 154 сут. Далее скважину перевели под закачку пара. После каждого цикла проводили анализ изменения температуры пласта и текущего давления на приеме насоса.

Таким образом, применение предлагаемого способа разработки залежи высоковязкой нефти пароциклическим методом повышает эффективность разработки залежи высоковязкой нефти за счет рационального использования тепла, позволяет снизить период термокапиллярной пропитки и общей продолжительности обработки, расширяет и повышает надежность арсенала технологических средств добычи нефти за счет контроля за добычей нефти и закачкой пара на пароциклических скважинах.

Способ разработки залежи высоковязкой нефти пароциклическим методом, включающий бурение оценочных скважин для оконтуривания нефтенасыщенной залежи и оценки потенциала промышленной разработки залежи, опробование залежи, исследование проб нефти, определение вязкости нефти в пластовых условиях, строительство горизонтальной скважины, закачку теплоносителя для прогрева пласта и последующий отбор продукции из скважины, отличающийся тем, что после строительства горизонтальной скважины спускают колонну насосно-компрессорных труб - НКТ с размещением конца НКТ в интервале наибольшей нефтенасыщенности горизонтального ствола, после завершения закачки теплоносителя осуществляют выдержку на термокапиллярную пропитку, проводят геофизические исследования скважины методами термометрирования и манометрирования, по полученным параметрам в результате геофизических исследований определяют точку отбора высоковязкой нефти и последующую закачку теплоносителя, далее производят подъем оборудования под закачку теплоносителя и спускают компоновку для добычи сверхвязкой нефти и закачки теплоносителя, включающую снизу-вверх: хвостовик, противоотворотный якорь, винтовой насос, расширительный патрубок, мандрель, патрубок, хомут, колонну НКТ, при этом параллельно патрубку между мандрелью и хомутом устанавливают датчики температуры и давления - ТМС, далее подключают ТМС к высокотемпературному кабелю и к наземному блоку на станции управления, осуществляют отбор высоковязкой нефти, с помощью датчиков ТМС отслеживают изменение давления и температуры пластовой жидкости, окружающей среды, а также на выкиде насоса, при давлении на приеме насоса менее 2 атм и/или температуре жидкости менее 40 °С горизонтальную добывающую скважину переводят под закачку, осуществляют закачку запланированного объема теплоносителя до предельно допустимого давления, не превышающего давление гидроразрыва пласта, после закачки запланированного объема теплоносителя закачку прекращают, проводят анализ изменения температуры пласта по датчикам ТМС и анализ текущего давления на приеме насоса: при давлении на приеме насоса менее 2 атм и температуре жидкости менее 60 °С закачку теплоносителя возобновляют, при давлении на приеме насоса более 2 атм и температуре жидкости 60-110 °С скважину переводят под добычу, при давлении на приеме насоса более 2 атм и температуре жидкости свыше 110 °С скважину останавливают на термокапиллярную пропитку до снижения температуры на приеме насоса до 110 °С и менее, после чего горизонтальную скважину переводят под добычу, циклы закачки и добычи повторяют, после каждого цикла проводят анализ изменения температуры пласта и текущего давления на приеме насоса, перевод скважины под закачку или добычу осуществляют приспуском или приподъемом компоновки без подъема и смены компоновки оборудования.