RU2099515C1 - Способ разработки залежи парафинистой нефти - Google Patents
Способ разработки залежи парафинистой нефти Download PDFInfo
- Publication number
- RU2099515C1 RU2099515C1 RU96102782/03A RU96102782A RU2099515C1 RU 2099515 C1 RU2099515 C1 RU 2099515C1 RU 96102782/03 A RU96102782/03 A RU 96102782/03A RU 96102782 A RU96102782 A RU 96102782A RU 2099515 C1 RU2099515 C1 RU 2099515C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- formation
- injection
- water
- temperature
- Prior art date
Links
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способу месторождений нефтей, насыщенных парафином. Способ разработки залежи парафинистой нефти включает отбор нефти через добывающие скважины и закачку не нагретой на поверхности воды через нагнетательную скважину, нагнетательную скважину теплоизолируют в зоне пласта, затем нагнетательную скважину проводят в зоне горных пород, расположенных на больших глубинах по сравнению с глубиной залегания пласта, с последующим возвратом скважины в сторону пласта, к месту ввода в пласт, вводом в пласт со стороны подошвы, причем в точке наибольшей глубины скважины разбуривают зумпф, а наибольшую глубину скважины определяют из уравнения. 1 ил.
Description
Предлагаемое изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способу разработки месторождений нефтей, насыщенных парафином.
Известен способ разработки нефтяной залежи, предусматривающий нагрев воды в скважине [1] В соответствии со способом нагнетаемая закачиваемая вода при движении по стволу нагнетательной скважины до забоя нагревается глубинным теплом Земли до температуры выпадения из нефти парафина. Длину скважины определяют в зависимости от расхода воды, геотермального градиента и теплофизических свойств горных пород. С учетом этого проводят наклонную скважину расчетной длины под углом к вертикали, обеспечивающей необходимую длину пути прохождения воды для нагрева ее до заданной температуры.
Недостатком способа является большая длина наклонной нагнетательной скважины, обеспечивающей нагрев воды до заданной температуры.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки залежи парафинистой нефти с закачкой воды через нагнетательную скважину с горизонтальным участком, расположенным вдоль кровли пласта [2] прототип.
Недостатком известного способа является большая длина горизонтального участка скважины, необходимого для нагрева нагнетаемой воды.
Целью предлагаемого изобретения является уменьшение длины скважины, увеличение зоны воздействия на пласт, охвата процессом вытеснения, темпов отбора нефти и в результате повышение нефтеотдачи пласта.
Поставленная цель достигается тем, что в способе разработки залежи парафинистой нефти, включающем отбор нефти через добывающие скважины и закачку ненагретой на поверхности воды через нагнетательные скважины, согласно изобретению нагнетательную скважину теплоизолируют в зоне пласта, затем нагнетательную скважину проводят в зоне горных пород, расположенных на больших глубинах по сравнению с глубиной залегания пласта, с последующим возвратом скважины в сторону пласта к месту ввода в пласт, вводном в пласт со стороны подошвы, причем в точке наибольшей глубины скважины разбуривают зумпф, а наибольшую глубину скважины определяют из уравнения:
где H глубина залегания пласта, равная расстоянию от устья скважины до подошвы, м;
S расстояние смещения забоя нагнетательной скважины от проекции устья, м;
hрасч наибольшая глубина скважины под подошвой пласта, м;
ty температура воды на устье скважины, oC;
tнас- температура нагнетаемой воды на входе в пласт, oC;
θo температура геотермального поля Земли, приведенная к ее поверхностному слою, oС;
Г геотермальный градиент Земли, oC/м;
β показатель теплопередачи от окружающих горных пород к скважине, 1/м, определяемой по формуле:
где λп средний коэффициент теплопроводности окружающих скважину горных пород, Вт (м•oC);
Cрв•ρв объемная удельная теплоемкость закачиваемой воды, Дж/(м3•oC);
ап средний коэффициент температуропроводности окружающих скважину горных пород, м2/с;
π = 3,14159 ;
τ время закачки, необходимое для создания оторочки нагретой воды, с;
Q приемистость скважины, м3/с;
d внутренний диаметр ствола скважины, м.
где H глубина залегания пласта, равная расстоянию от устья скважины до подошвы, м;
S расстояние смещения забоя нагнетательной скважины от проекции устья, м;
hрасч наибольшая глубина скважины под подошвой пласта, м;
ty температура воды на устье скважины, oC;
tнас- температура нагнетаемой воды на входе в пласт, oC;
θo температура геотермального поля Земли, приведенная к ее поверхностному слою, oС;
Г геотермальный градиент Земли, oC/м;
β показатель теплопередачи от окружающих горных пород к скважине, 1/м, определяемой по формуле:
где λп средний коэффициент теплопроводности окружающих скважину горных пород, Вт (м•oC);
Cрв•ρв объемная удельная теплоемкость закачиваемой воды, Дж/(м3•oC);
ап средний коэффициент температуропроводности окружающих скважину горных пород, м2/с;
π = 3,14159 ;
τ время закачки, необходимое для создания оторочки нагретой воды, с;
Q приемистость скважины, м3/с;
d внутренний диаметр ствола скважины, м.
Признаками изобретения являются:
1. Отбор нефти через добывающие скважины.
1. Отбор нефти через добывающие скважины.
2. Закачка ненагретой на поверхности воды через нагнетательную скважину.
3. Теплоизоляция нагнетательной скважины в зоне пласта.
4. Проводка нагнетательной скважины в зоне горных пород, расположенных на больших глубинах по сравнению с глубиной залегания пласта.
5. Последующий возврат нагнетательной скважины в сторону пласта к месту ввода в пласт.
6. Ввод нагнетательной скважины в пласт со стороны подошв.
7. Разбуривание зумпфа в точке наибольшей глубины нагнетательной скважины.
8. Определение наибольшей глубины нагнетательной скважины из уравнения (1).
Признаки 1 и 2 являются общими с прототипом, признаки 3-8 являются существенными отличительными признаками изобретения.
Для разработки залежей нефтей, ненасыщенных парафином, по предлагаемому способу выбирают сетку размещения добывающих и нагнетательных скважин. Определяют пластовое давление и температуру пласта, температуру насыщения нефтей парафином (температуру выпадения парафина), геотермальный градиент температур и величины теплофизических свойств горных пород на различной глубине.
Закачиваемая в нефтяную залежь ненагретая вода при прохождении различных участков скважины вначале от устья до продуктивного пласта с последующим спуском ниже пласта до наибольшей глубины скважины и затем с возвратом в направлении пласта по наклонному восходящему участку до забоя нагревается в результате теплообмена с окружающими скважину породами и должна поступать в пласт с температурой не ниже выпадения парафина. Степень нагрева воды на пути ее движения от устья до забоя скважины зависит от теплофизических свойств горных пород, температуры закачиваемой воды на устье скважины, геотермического градиента Земли и профиля скважины.
На чертеже приведен профиль нагнетательной скважины, предложенный настоящим изобретением, на котором указаны: 1 вертикальный ствол скважины, 2 теплоизоляция скважины, 3 подошва пласта, 4 место наибольшей глубины скважины, 5 зумпф, 6 место ввода скважины в пласт, 7 горизонтальный участок скважины, предусмотренный в прототипе.
Для осуществления способа выбирают расстояние до места ввода закачиваемой воды в пласт по отношению к проекции устья скважины, бурят нагнетательную скважину от устья пласта, теплоизолируют, затем продолжают проводку скважины ниже пласта на наибольшую глубину, причем в месте минимального положения скважины предусматривают зумпф, после чего ствол скважины из места наибольшей глубины поворачивают в сторону продуктивного пласта по восходящей линии к месту ввода нагнетаемой воды в пласт. По пути движения закачиваемая воды до поступления в пласт нагревается от окружающих горных пород на всех участках движения воды в стволе скважины, и особенно интенсивно в интервале скважины, расположенном ниже пласта в зоне повышенных геотермальных температур в сравнении с температурами горных пород, находящихся над пластом. Отклонение восходящего участка скважины от вертикали связано с тем, что это условие дает возможность не использовать дважды для нагрева воды при ее движении по скважине вниз и возвратном движении вверх к пласту, массив горных пород, расположенных под пластом при прямом и обратном движении воды. Перемещение воды вниз через пласт с отбором тепла от окружающих горных пород может захолаживать пласт, и поэтому предусматривает теплоизоляцию скважины на участке ее первого прохождения пласта.
Особенность нагнетательной скважины состоит в том, что скважина дважды пересекает продуктивный пласт, в первый раз при прямом прохождении от устья, причем этот участок скважины теплоизолирован от пласта, и во второй раз в месте ввода нагнетаемой воды в заданной точке пласта, удаленной от проекции устья. Перед этим скважина достигает наибольшей глубины, определяемой расчетным способом, исходя из условия необходимого нагрева воды при заданном ее расходе, и поворачивается в сторону пласта. Последующий участок скважины проводят (см. чертеж) по восходящей линии до подошвы пласта и затем вводят в пласт со стороны подошв, в отличие от широко распространенного ввода скважины в пласт со стороны кровли.
Преимущество предлагаемого способа состоит в том, что температура геотермального поля Земли на глубине, превышающей глубину пласта, способствует более интенсивному нагреву, чем над пластом, причем нагрев проходит дважды: при движении воды вниз до достижения расчетной глубины и при движении воды вверх возврате в сторону пласта.
Уравнение относительно наибольшей глубины нагнетательной скважины - hрасч, м, имеет вид
где H глубина залегания пласта, м, равная расстоянию от устья скважины до подошвы;
S расстояние смещения забоя нагнетательной скважины от проекции устья, м;
hрасч наибольшая глубина скважины под подошвой пласта, м;
ty температура воды на устье скважины, oC;
tнас температура нагнетаемой воды на входе в пласт, oC;
θo температура геотермального поля Земли, приведенная к ее поверхностному слою, oC;
Г геотермальный градиент Земли, oC/м;
β показатель теплопередачи от окружающих горных пород к скважине, 1/м, определенный по формуле:
где λп средний коэффициент теплопроводности окружающих скважину горных пород, Вт/(м•oC);
Cрв•ρв объемная удельная теплоемкость закачиваемой воды Дж/(м3•oС);
an- средний коэффициент температуропроводности окружающих скважину горных пород, м2/с;
π = 3,14159 ;
τ время закачки, необходимое для создания оторочки нагретой воды, с;
Q приемистость скважины, м3/с;
d внутренний диаметр ствола скважины, м.
где H глубина залегания пласта, м, равная расстоянию от устья скважины до подошвы;
S расстояние смещения забоя нагнетательной скважины от проекции устья, м;
hрасч наибольшая глубина скважины под подошвой пласта, м;
ty температура воды на устье скважины, oC;
tнас температура нагнетаемой воды на входе в пласт, oC;
θo температура геотермального поля Земли, приведенная к ее поверхностному слою, oC;
Г геотермальный градиент Земли, oC/м;
β показатель теплопередачи от окружающих горных пород к скважине, 1/м, определенный по формуле:
где λп средний коэффициент теплопроводности окружающих скважину горных пород, Вт/(м•oC);
Cрв•ρв объемная удельная теплоемкость закачиваемой воды Дж/(м3•oС);
an- средний коэффициент температуропроводности окружающих скважину горных пород, м2/с;
π = 3,14159 ;
τ время закачки, необходимое для создания оторочки нагретой воды, с;
Q приемистость скважины, м3/с;
d внутренний диаметр ствола скважины, м.
В соответствии с предлагаемым способом нагнетательную скважину 1 проводят вертикально до кровли пласта, проходят пласт до подошвы положение 3, пласт термоизолируют от скважины положение 2, что указано на чертеже горизонтальной штриховкой.
Скважину продолжают ниже подошвы пласта до наибольшей глубины в положение 4, на которой предусматривают добуривание зумпфа положение 5. После этого скважину разворачивают по восходящей линии под углом
по отношению к вертикальной оси, ориентированной вверх, и направляют к месту ввода воды в пласт со стороны его подошвы, положение 6, расположенному на расстоянии S от места первого пересечения пласта скважиной, положение 3. Ввод в пласт осуществляют со стороны подошвы пласта произвольным образом.
по отношению к вертикальной оси, ориентированной вверх, и направляют к месту ввода воды в пласт со стороны его подошвы, положение 6, расположенному на расстоянии S от места первого пересечения пласта скважиной, положение 3. Ввод в пласт осуществляют со стороны подошвы пласта произвольным образом.
В нагнетательную скважину такой конструкции производят закачку воды с заданной приемистостью Q без нагрева ее на поверхности и осуществляют отбор нефти из добывающих скважин.
Преимущество способа по отношению к прототипу получают из сравнения длины участка скважины от точки 3, до входа в пласт, точке 6, с горизонтальным участком скважины позиция 7, предусмотренным по прототипу.
Длину участка скважины от точки 3 до места ввода точки 6 Lпс, м, производимого по предлагаемому способу определяют из формулы
Согласно прототипу определяют длину горизонтального участка, проведенного вдоль кровли пласта, обеспечивающую нагрев закачиваемой воды от окружающих горных пород той же температуры, что и в предлагаемом способе, равной температуре насыщения нефти парафином, tнас.
Согласно прототипу определяют длину горизонтального участка, проведенного вдоль кровли пласта, обеспечивающую нагрев закачиваемой воды от окружающих горных пород той же температуры, что и в предлагаемом способе, равной температуре насыщения нефти парафином, tнас.
Вначале определяют температуру воды на входе в горизонтальный участок в конце вертикального ствола скважины
где tвг температура воды на входе в горизонтальный участок, oC.
где tвг температура воды на входе в горизонтальный участок, oC.
Затем определяют длину горизонтального участка, обеспечивающего нагрев воды до заданной температуры tнас из формулы
Длину горизонтального участка скважины, предусмотренного способом разработки согласно прототипу, сопоставляют с длиной аналогичного участка скважины, проводимого по предлагаемому способу и определяют их разницу dL, м.
Длину горизонтального участка скважины, предусмотренного способом разработки согласно прототипу, сопоставляют с длиной аналогичного участка скважины, проводимого по предлагаемому способу и определяют их разницу dL, м.
dL Lгор Lпс. (7)
Разницу длин скважин реализуют в виде экономии затрат на бурение или в бурении дополнительных нагнетательных скважин при использовании предлагаемого способа вместо прототипа.
Разницу длин скважин реализуют в виде экономии затрат на бурение или в бурении дополнительных нагнетательных скважин при использовании предлагаемого способа вместо прототипа.
Существует другой аспект противопоставления предлагаемого способа прототипу, основанный на увеличении темпов закачки в сравнении с прототипом при той же длине скважины как в прототипе.
По предлагаемому способу разбуривают скважину с той же длиной участка от места первого прохождения пласта точки 3 до места ввода скважины в пласт - точки 6, как и горизонтального участка в прототипе. Это обстоятельство позволяет увеличить глубину бурения. Новое значение наибольшей глубины, определяют из формулы
Для вновь найденного значения h, условия нагрева воды обеспечивают более высокую температуру на входе в пласт чем требуется. Вместо этого увеличивают приемистость скважин до такого значения, при котором соблюдают условие нагрева закачиваемой воды до заданной температуры, равной температуре насыщения нефти парафином. С целью определения новой приемистости скважины уравнения (1) рассматривают относительно нового неизвестного, за которое принимают показатель теплопередачи β1, 1/м, обратно пропорциональной интенсивности закачки воды, как это видно из формулы (2).
Для вновь найденного значения h, условия нагрева воды обеспечивают более высокую температуру на входе в пласт чем требуется. Вместо этого увеличивают приемистость скважин до такого значения, при котором соблюдают условие нагрева закачиваемой воды до заданной температуры, равной температуре насыщения нефти парафином. С целью определения новой приемистости скважины уравнения (1) рассматривают относительно нового неизвестного, за которое принимают показатель теплопередачи β1, 1/м, обратно пропорциональной интенсивности закачки воды, как это видно из формулы (2).
После этого определения находят величину приемистости Q1, м3/сут, при которой обеспечивают нагрев закачиваемой в нагнетательную скважину воды без предварительного ее подогрева на поверхности, до температуры насыщения нефти парафином.
Увеличение приемистости нагнетательной скважины при применении предлагаемого способа вместо прототипа определяют из формулы
dQ Q1 Q. (10)
Таким образом, конфигурация и геометрические характеристики нагнетательной скважины, предложенные изобретением, обеспечивают требования нагрева воды в процессе ее движения от устья до места ввода в пласт до температуры, необходимой для разработки залежи высокопарафинистой нефти, а полученные результаты считаются приемлемыми как обеспечивающие уменьшение длины скважины, повышение интенсивности закачки воды, приводящей к увеличению зоны воздействия на пласт, охвата процессом вытеснения, темпов отбора нефти и повышению нефтеотдачи пласта.
Пример конкретной реализации способа
Нефтяную залежь разрабатывают в режиме поддержания пластового давления. Отбирают нефть через 86 добывающих скважин. Закачивают воду через 18 нагнетательных скважин. Одну из нагнетательных скважин проводят в соответствии с изобретением.
Нефтяную залежь разрабатывают в режиме поддержания пластового давления. Отбирают нефть через 86 добывающих скважин. Закачивают воду через 18 нагнетательных скважин. Одну из нагнетательных скважин проводят в соответствии с изобретением.
Продуктивный пласт, насыщенный высокопарафинистой нефтью, расположен на глубине H 2400 м. Температура выпадения парафина из насыщающей пласт нефти равна tнас 60oC. Температура пласта 74oC.
Выбирают место ввода закачиваемой воды в пласт по отношению к проекции устья скважины на расстоянии S 693 м.
Геотермальный градиент Земли в месте бурения скважины принимают равным Г 0,03oC/м. Температуру поверхностного слоя Земли принимают равной θo 15oC. Средний коэффициент теплопроводности окружающих скважину горных пород и средний коэффициент температуропроводности равными соответственно λп 1,6 Вт/(м. oC) и aп 8•10-7 м2/с.
Удельная объемная теплоемкость нагнетаемой воды равна Cрв•ρв 4,2•106 Дж/(м3.oC).
Время закачки, необходимое для создания оторочки нагретой воды равно τ 5•105 с. Внутренний диаметр ствола скважины d 0,168 м.
Задают расход воды в нагнетательной скважине, Q 190 м3/сут, или в другой размерности, используемой в формуле (2) 2,2•10-3 м3/с. Температуру воды на поверхности принимают равной ty 24oC.
По формуле (2) вычисляют показатель теплопередачи от окружающих горных пород
Определяют наибольшую глубину hрасч. Для условий примера осуществления способа управления (1) относительно наибольшей глубины hрасч после подстановки известных данных принимает вид
Решение уравнения проводят подбором hрасч, обеспечивающим обращение уравнения (1) в тождество.
Определяют наибольшую глубину hрасч. Для условий примера осуществления способа управления (1) относительно наибольшей глубины hрасч после подстановки известных данных принимает вид
Решение уравнения проводят подбором hрасч, обеспечивающим обращение уравнения (1) в тождество.
1. Задаются значением hрасч 200 м, которое представляют в уравнение с учетом промежуточных вычислений
В результате получают
28,75oC > 27oC,
Левая сторона уравнения превосходит правую.
В результате получают
28,75oC > 27oC,
Левая сторона уравнения превосходит правую.
2. Принимают hрасч 300 м. После той же подстановки получают неравенство.
25,6oC <27oC,
в котором левая часть меньше правой. В результате находят пределы интервала, внутри которого находится искомое значение наибольшей глубины нагнетательной скважины.
в котором левая часть меньше правой. В результате находят пределы интервала, внутри которого находится искомое значение наибольшей глубины нагнетательной скважины.
3. Берут середину интервала hрасч 250 м. Получают лучшую сходимость 27,7oC > 27oC.
И наконец,
4. Принимают hрасч 280 м. Получают 27,007oC 27oC
Поскольку уравнение превратилось в тождество, то искомое решение найдено. Наибольшая глубина скважины, отсчитываемая от подошвы пласта, составила hрасч 280 м. При такой глубине, как следует из расчетов, обеспечивают нагрев закачиваемой воды на пути движения вдоль всей длины скважины до температуры 60oC, равной температуре насыщения парафина в нефти, что предупреждает выпадение его в пласте.
4. Принимают hрасч 280 м. Получают 27,007oC 27oC
Поскольку уравнение превратилось в тождество, то искомое решение найдено. Наибольшая глубина скважины, отсчитываемая от подошвы пласта, составила hрасч 280 м. При такой глубине, как следует из расчетов, обеспечивают нагрев закачиваемой воды на пути движения вдоль всей длины скважины до температуры 60oC, равной температуре насыщения парафина в нефти, что предупреждает выпадение его в пласте.
В соответствии с предлагаемым способом нагнетательную скважину проводят вертикально до кровли пласта (чертеж, положение 1), проходят пласт до подошвы положение 3 и пласт термоизолируют от скважины положение 2, с применением термоизоляционного материала, например пластика на основе полистирола, что указано на чертеже горизонтальной штриховкой.
Скважину продолжают ниже подошвы пласта до наибольшей глубины hрасч 280 м в положение 4, на которой предусматривают добуривание зумпфа положение 5. После этого скважину разворачивают по восходящей линии под углом, определяемым из формулы (3).
по отношению к вертикальной оси, ориентированной вверх, и направляют к месту ввода воды в пласт со стороны его подошвы, точке 6, расположенному на расстоянии S 693 м от места первого пересечения пласта скважиной, точке 3. Ввод в пласт осуществляют произвольным образом, например под углом α = 20°.
В данном примере заданные геометрические характеристики нагнетательной скважины обеспечивают требования нагрева воды в процессе ее движения от устья до места ввода в пласт до температуры, необходимой для разработки залежи высокопарафинистой нефти, а полученные результаты считываются приемлемыми.
В нагнетательную скважину такой конструкции производят закачку воды с заданной приемистости Q 190 м3/сут без нагрева ее на поверхности и осуществляют отбор нефти из добывающих скважин.
Преимущество данного способа по отношению к прототипу получают из сравнения длины скважины с горизонтальной скважиной, предусмотренной по прототипу.
Длину участка скважины от точки 3 до места ввода точки 6 Lпс, м, проводимого по предлагаемому способу определяют из формулы (4)
Согласно прототипу определяют длину горизонтального участка, проведенного вдоль кровли пласта, позиции 7, обеспечивающую нагрев закачиваемой воды от окружающих горных пород до той же температуры, что и в предлагаемом способе, равной температуре насыщения нефти парафином tнас 60oC.
Согласно прототипу определяют длину горизонтального участка, проведенного вдоль кровли пласта, позиции 7, обеспечивающую нагрев закачиваемой воды от окружающих горных пород до той же температуры, что и в предлагаемом способе, равной температуре насыщения нефти парафином tнас 60oC.
Вначале определяют температуру воды на входе в горизонтальный участок в конце вертикального ствола скважины по формуле (5) с учетом данных примера способа реализации
Затем определяют длину горизонтального участка, обеспечивающего нагрев воды до заданной температуры tнас из формулы (6)
Длина горизонтального участка скважины, предусмотренного способом разработки согласно прототипу, превосходит длину аналогичного участка скважины, проводимого по предлагаемому способу (1027 м). Уменьшение длины скважины в сравнении с прототипом составило величину, определяемую по формуле (7).
Затем определяют длину горизонтального участка, обеспечивающего нагрев воды до заданной температуры tнас из формулы (6)
Длина горизонтального участка скважины, предусмотренного способом разработки согласно прототипу, превосходит длину аналогичного участка скважины, проводимого по предлагаемому способу (1027 м). Уменьшение длины скважины в сравнении с прототипом составило величину, определяемую по формуле (7).
dL 1151 1027 124 м,
или 12%
Таким образом, предлагаемый способ, в котором для нагрева воды используют участки горных пород, расположенные ниже пласта и обеспечивающие улучшенные условия теплопередачи, позволяет достигнуть тех же результатов по нагреву закачиваемой воды при меньшей длине ствола скважины в сравнении с горизонтальным участком, проведенным вдоль кровли пласта при реализации способа согласно прототипу. Кроме того, наличие зумпфа в минимальной точке скважины предупреждает возможность образования песчаной пробки или пробки из других твердых частиц и обеспечивает в нем накопление осадкообразований из-за уклона скважины со стороны устья и восхождения скважины в направлении входа в пласт. В случае необходимости зумпф может быть очищен известными методами, тогда как очистка горизонтального участка по всей его длине значительно затруднена.
или 12%
Таким образом, предлагаемый способ, в котором для нагрева воды используют участки горных пород, расположенные ниже пласта и обеспечивающие улучшенные условия теплопередачи, позволяет достигнуть тех же результатов по нагреву закачиваемой воды при меньшей длине ствола скважины в сравнении с горизонтальным участком, проведенным вдоль кровли пласта при реализации способа согласно прототипу. Кроме того, наличие зумпфа в минимальной точке скважины предупреждает возможность образования песчаной пробки или пробки из других твердых частиц и обеспечивает в нем накопление осадкообразований из-за уклона скважины со стороны устья и восхождения скважины в направлении входа в пласт. В случае необходимости зумпф может быть очищен известными методами, тогда как очистка горизонтального участка по всей его длине значительно затруднена.
Уменьшение длины нагнетательной скважины при использовании предлагаемого способа приводит к экономии затрат, которая может быть реализована в виде бурения дополнительных скважин, что приведет к увеличению зоны воздействия на пласт, охвата процессом вытеснения, темпов отбора нефти и в результате повышению нефтеотдачи пласта.
Существует другой аспект противопоставления предлагаемого способа прототипу, основанный на увеличении темпов закачки в сравнении с прототипом при той же длине скважины как в прототипе.
В рассматриваемом примере, для выбранного темпа закачки Q 190 м3/сут длина горизонтального участка скважины, при реализации способа согласно прототипу, которая обеспечивает нагрев нагнетаемой воды до температуры, равной температуре насыщения нефти парафином, 60oC, составила Lгор 1151 м. По предлагаемому способу разбуривают скважину с той же длиной участка от места первого прохождения пласта точки 3 до места ввода скважины в пласт точки 6. Это обстоятельство позволяет увеличить глубину бурения. Новое значение наибольшей глубины скважины h1, м, определяют из формулы (8)
Находят угол и косинус угла восхождения участка скважины из точки минимума в направлении подошвы пласта
Для вновь найденного значения h1, равного 366,8 м и большего hрасч, равного 280 м, условия нагрева воды обеспечивают более высокую температуру на входе в пласт, чем требуется. Вместо этого может быть увеличена приемистость скважины, для которой соблюдают условие нагрева закачиваемой воды до заданной температуры, равной температуре насыщения нефти парафином. С целью определения новой приемистости скважины решение уравнения (1) рассматривают относительно нового неизвестного, за которое принимают показатель теплопередачи β1, обратно пропорциональный интенсивности закачки воды, как это видно из формулы (2). Для конкретных условий применения способа и выполнения промежуточных вычислений уравнение (1) примет вид
Для его решения используют тот же метод подбора искомого решения уравнения, как и при определении наибольшей глубины скважины. Принимают вначале прежнее значение, β1 = β 4•10-4 1/м. Получают неравенство.
Находят угол и косинус угла восхождения участка скважины из точки минимума в направлении подошвы пласта
Для вновь найденного значения h1, равного 366,8 м и большего hрасч, равного 280 м, условия нагрева воды обеспечивают более высокую температуру на входе в пласт, чем требуется. Вместо этого может быть увеличена приемистость скважины, для которой соблюдают условие нагрева закачиваемой воды до заданной температуры, равной температуре насыщения нефти парафином. С целью определения новой приемистости скважины решение уравнения (1) рассматривают относительно нового неизвестного, за которое принимают показатель теплопередачи β1, обратно пропорциональный интенсивности закачки воды, как это видно из формулы (2). Для конкретных условий применения способа и выполнения промежуточных вычислений уравнение (1) примет вид
Для его решения используют тот же метод подбора искомого решения уравнения, как и при определении наибольшей глубины скважины. Принимают вначале прежнее значение, β1 = β 4•10-4 1/м. Получают неравенство.
25,09 <27.
Принимают β1 3•10-4 1/м. Получают обратное неравенство
31,75 > 27
Наибольшая сходимость достигается при β1 3,7•10-4 1/м.
31,75 > 27
Наибольшая сходимость достигается при β1 3,7•10-4 1/м.
26,93 27
Последнее значение β1 принимают за решение уравнения (1). Определяют величину интенсивности закачки Q1 по формуле
Таким образом, увеличение приемистости нагнетательной скважины той же длины, как и у прототипа, при применении предлагаемого способа вместо прототипа составило величину, определяемую из формулы (10):
dQ 205 190 15 м3/сут,
или 8% что способствует увеличению зоны воздействия на пласт.
Последнее значение β1 принимают за решение уравнения (1). Определяют величину интенсивности закачки Q1 по формуле
Таким образом, увеличение приемистости нагнетательной скважины той же длины, как и у прототипа, при применении предлагаемого способа вместо прототипа составило величину, определяемую из формулы (10):
dQ 205 190 15 м3/сут,
или 8% что способствует увеличению зоны воздействия на пласт.
Применение предложенного способа позволяет уменьшить длину скважины на 12% или увеличить ее приемистость на 8%
Подача воды в пласт со стороны подошвы в направлении уменьшения градиента пластовых давлений обеспечивает лучшую приемистость скважины. Одновременно вход скважины снизу пласта выполняет роль зумпфа, куда ссыпаются твердые частицы при отключении скважины, которые в дальнейшем попадают в предусмотренный изобретением зумпф, разбуренный в месте наибольшей глубины скважины.
Подача воды в пласт со стороны подошвы в направлении уменьшения градиента пластовых давлений обеспечивает лучшую приемистость скважины. Одновременно вход скважины снизу пласта выполняет роль зумпфа, куда ссыпаются твердые частицы при отключении скважины, которые в дальнейшем попадают в предусмотренный изобретением зумпф, разбуренный в месте наибольшей глубины скважины.
По предлагаемому способу обеспечивают нагрев нагнетаемой воды до температуры начала выпадения парафина и выше геотермальным теплом Земли без энергетических затрат на ее подогрев на поверхности. Достигается для условий примера конкретной реализации способа увеличение температуры нагрева закачиваемой воды с 44,2oC (при первом прохождении пласта) до 60oC, т.е. на 35% больше в сравнении с вертикальной скважиной, что обеспечивает возможность разработки парафинистых нефтей с температурой выпадения парафина, равной 60oС.
Таким образом, конфигурация и геометрические характеристики нагнетательной скважины, предложенные в процессе ее движения от устья до места ввода в пласт до температуры, необходимой для разработки залежи высокопарафинистой нефти, а полученные результаты считаются приемлемыми как обеспечивающие уменьшение длины скважины или повышение интенсивности закачки воды, приводящей к увеличению зоны воздействия на пласт, охвата процессом вытеснения, темпов отбора нефти и повышению нефтеотдачи пласта.
Claims (1)
- Способ разработки залежи парафинистой нефти, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку ненагретой на поверхности воды через нагнетательные скважины, отличающийся тем, что нагнетательную скважину теплоизолируют в зоне пласта, затем нагнетательную скважину проводят в зоне горных пород, расположенных на больших глубинах по сравнению с глубиной залегания пласта, с последующим возвратом скважины в сторону пласта к месту ввода в пласт, вводом в пласт со стороны подошвы, причем в точке наибольшей глубины скважины разбуривают зумпф, а наибольшую глубину скважины определяют из уравнения
где Н глубина залегания пласта, равная расстоянию от устья скважины до подошвы, м;
S расстояние смещения забоя нагнетательной скважины от проекции устья, м;
hр а с ч наибольшая глубина скважины под подошвой пласта, м;
tу температура воды на устье скважины, oС;
tн а с температура нагнетаемой воды на входе в пласт, oС;
θo - температура геотермального поля Земли, приведенная к ее поверхностному слою, oС;
Г геотермальный градиент земли, oС/м;
β - показатель теплопередачи от окружающих горных пород к скважине, определяемый по формуле
где λn - средний коэффициент теплопроводности окружающих скважину горных пород, Вт/(м • oС);
Cрв•ρв - объемная удельная теплоемкость закачиваемой воды, Дж/м3 • oС;
an средний коэффициент температуропроводности окружающих горных пород, м2/с;
τ - время закачки, необходимое для создания оторочки нагретой воды, с;
Q приемистость скважины, м3/с;
d внутренний диаметр ствола скважины, м.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU96102782/03A RU2099515C1 (ru) | 1996-02-16 | 1996-02-16 | Способ разработки залежи парафинистой нефти |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU96102782/03A RU2099515C1 (ru) | 1996-02-16 | 1996-02-16 | Способ разработки залежи парафинистой нефти |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2099515C1 true RU2099515C1 (ru) | 1997-12-20 |
| RU96102782A RU96102782A (ru) | 1998-01-27 |
Family
ID=20176847
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU96102782/03A RU2099515C1 (ru) | 1996-02-16 | 1996-02-16 | Способ разработки залежи парафинистой нефти |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2099515C1 (ru) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2455475C1 (ru) * | 2010-12-03 | 2012-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки месторождений высоковязких нефтей с малыми толщинами пластов методом циклической закачки растворителя и пара в одиночные наклонно направленные скважины |
| RU2513484C1 (ru) * | 2013-04-11 | 2014-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежи вязкой нефти или битума |
| RU2584467C1 (ru) * | 2015-10-28 | 2016-05-20 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти |
| RU2612385C1 (ru) * | 2016-02-16 | 2017-03-09 | Владимир Васильевич Кунеевский | Способ теплового воздействия на пласт |
| RU2613215C1 (ru) * | 2016-02-19 | 2017-03-15 | Владимир Васильевич Кунеевский | Способ теплового воздействия на пласт |
-
1996
- 1996-02-16 RU RU96102782/03A patent/RU2099515C1/ru not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 1. RU, патент, 1740639, кл. E 21 B 43/24, 1994. 2. RU, патент, 2034137, кл. E 21 B 43/24, 1995. * |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2455475C1 (ru) * | 2010-12-03 | 2012-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки месторождений высоковязких нефтей с малыми толщинами пластов методом циклической закачки растворителя и пара в одиночные наклонно направленные скважины |
| RU2513484C1 (ru) * | 2013-04-11 | 2014-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежи вязкой нефти или битума |
| RU2584467C1 (ru) * | 2015-10-28 | 2016-05-20 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти |
| RU2612385C1 (ru) * | 2016-02-16 | 2017-03-09 | Владимир Васильевич Кунеевский | Способ теплового воздействия на пласт |
| RU2613215C1 (ru) * | 2016-02-19 | 2017-03-15 | Владимир Васильевич Кунеевский | Способ теплового воздействия на пласт |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8056624B2 (en) | In Situ heavy oil and bitumen recovery process | |
| RU2350747C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| US5215149A (en) | Single horizontal well conduction assisted steam drive process for removing viscous hydrocarbonaceous fluids | |
| CA1304287C (en) | Steaming process, involving a pair of horizontal wells, for use in heavy oil reservoir | |
| CA2744767C (en) | Dual mobilizing agents in basal planar gravity drainage | |
| CA2854523C (en) | Bottom-up gravity-assisted pressure drive | |
| US5297627A (en) | Method for reduced water coning in a horizontal well during heavy oil production | |
| CA2744749C (en) | Basal planer gravity drainage | |
| RU2527051C1 (ru) | Способ разработки залежей высоковязких нефтей или битумов при тепловом воздействии | |
| WO2013124742A1 (en) | Toe connector between producer and injector wells | |
| RU2099515C1 (ru) | Способ разработки залежи парафинистой нефти | |
| RU2211318C2 (ru) | Способ добычи вязкой нефти при тепловом воздействии на пласт | |
| CN108316905A (zh) | 一种抑制sagd蒸汽腔纵向突进的方法 | |
| CA2890491C (en) | Hydrocarbon recovery start-up process | |
| RU2274741C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2283947C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами | |
| RU2307926C1 (ru) | Способ разработки битумного месторождения | |
| RU2652245C1 (ru) | Способ разработки залежи битуминозной нефти | |
| RU2623407C1 (ru) | Способ разработки залежи битуминозной нефти | |
| CN109138976B (zh) | 双水平井预热转sagd时机的判断方法及双水平井预热装置 | |
| RU96102782A (ru) | Способ разработки залежи парафинистой нефти | |
| RU2034137C1 (ru) | Способ разработки залежи парафинистой нефти | |
| RU2099514C1 (ru) | Способ разработки залежи парафинистой нефти | |
| CA2897686A1 (en) | Hydrocarbon recovery process | |
| RU2102588C1 (ru) | Способ разработки залежи парафинистой нефти |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20050217 |